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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO Y EVALUACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA PARA
CAMBIO DE FLUIDO MOTRIZ DE ACEITE POR AGUA DE
FORMACIÓN DEL SISTEMA POWER OIL CENTRALIZADO EN
EL CAMPO COCA
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
LEONARDO FAVIO VALDÉS DALGO
DIRECTOR: ING. IRVING SALAZAR
Quito, Julio 2014
© Universidad Tecnológica Equinoccial 2013.
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo LEONARDO FAVIO VALDÉS DALGO, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
Leonardo Favio Valdés Dalgo.
CI. 1500325236
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio y evaluación
técnico económica para cambio de fluido motriz de aceite por agua de
formación del sistema power oil centralizado en el campo Coca”, que
para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por
Leonardo Favio Valdés Dalgo, bajo mi dirección y supervisión, en la
Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones
requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
Ing. Irving Salazar.
Director de Tesis.
CI. 1702091370
DEDICATORIA
Quiero dedicar esta tesis a mis seres queridos mi padre Jaime Rafael Valdés
Guerrero mi madre Hipatia Margoth Dalgo Cabrera, que siempre me
impulsaron con cariño a emprender este reto, recalcándome y enseñándome
la importancia de la formación profesional en la vida, a mi tía Lilia Inés quien
siempre me brindó su cariño, ustedes pusieron su aporte para mi formación
en mis principios y valores.
Y a mis hijos Sebastián, Emma y María Paz, que llegaron en determinado
momento a convertirse en una parte medular de mi corazón, para
enseñarme que en la vida también existe un etapa para formarse y es como
padre, les dedico y les invito a que sigan los pasos de la formación
profesional en la vida.
A ti mi esposa Estefanía Dávila Verduga quiero decirte que esto no se
hubiera cristalizado sin ti y quiero declarar mi agradecimiento y comparto
este merito contigo, por tu plausible labor como el pilar fundamental de
nuestro hogar, con la estimulación de ser la persona que llena mi corazón
con tu amor y soporte incondicional, para emprender nuevos rumbos en mi
vida.
Leonardo Favio Valdés Dalgo
AGRADECIMIENTO
A mi Dios, señor de la creación a quien me encomendaré para que se
mantenga siempre en mi camino.
A mis apreciadas autoridades Académicas de la Universidad Tecnológica
Equinoccial quienes me acogieron desde el inicio de mi carrera profesional.
Al Ing. Jorge Viteri, por el espacio que se me ha brindado en la realización
de mis anhelos investigativos y de conocimiento técnico.
Al Ing. Irving Salazar, Mi director de Tesis, por su espíritu y vocación para
formar profesionales que aportan al desarrollo del país.
Leonardo Favio Valdés Dalgo.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS PÁGINA
RESUMEN xix
ABSTRACT xx
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 1
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 1
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1
1.2 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO 2
1.2.1 JUSTIFICACIÓN TEÓRICA 2
1.2.2 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA 2
1.2.3 JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA 3
1.3 HIPÓTESIS DEL TRABAJO 3
1.4 MARCO REFERENCIAL 3
1.4.1 SISTEMAS DE FLUIDO MOTRIZ 4
1.4.2 SISTEMAS DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO 4
1.4.3 SISTEMAS DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO 5
1.4.4 SISTEMA CENTRALIZADO DE BOMBEO DE FLUIDO MOTRIZ 6
1.4.5 SISTEMA INDEPENDIENTE DE BOMBEO DE FLUIDO MOTRIZ 6
1.5 ASPECTOS METODOLÓGICOS 6
1.6 UNIVERSO DE LA INVESTIGACIÓN 7
2. MARCO TEÓRICO 8
2.1 DEFINICIÓN 10
2.2 PROPÓSITO 10
2.3 DESCRIPCIÓN 10
2.3.1 BOMBAS JET 10
2.3.2 BOMBAS PISTÓN 11
2.4 APLICACIONES 11
2.5 SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO 12
2.5.1 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ 12
2.5.2 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO (FMC) 13
ii
2.5.3 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO (FMA) 14
2.5.4 SISTEMA PARA ACCIONAR EL FLUIDO MOTRIZ EN LA
SUPERFICIE 14
2.5.5 SISTEMA CENTRALIZADO DE ACONDICIONAMIENTO. 15
2.5.6 EQUIPO DE SUPERFICIE DE BOMBEO HIDRÁULICO 15
2.5.7 EQUIPO DE FONDO 17
2.5.8 TIPOS DE BOMBAS HIDRÁULICAS 17
2.6 BOMBA JET 17
2.6.1 FUNCIONAMIENTO 18
2.6.2 RELACIÓN ENTRE PRESIÓN Y VELOCIDAD DEL FLUIDO
MOTRIZ 20
2.6.3 COMPONENTES DE LA BOMBA JET 21
2.6.3.1 Boquilla (Nozzle). 21
2.6.3.2 Difusor 22
2.6.3.3 Espaciador 22
2.6.3.4 Garganta (Throat) 22
2.6.4 LA OPERACIÓN CON BOMBAS JET 24
2.6.4.1 Desplazamiento 24
2.6.4.2 Comportamiento de entrada de fluidos en la bomba jet 24
2.6.4.3 Profundidad de asentamiento de la bomba 24
2.6.5 PROBLEMAS CON EL BOMBEO JET 24
2.6.5.1 Cavitación 24
2.6.5.2 Taponamiento de boquilla (nozzle) 25
2.6.5.3 Pérdida de producción 25
2.6.5.4 Falta de aporte 25
2.7 BOMBA PISTÓN 26
2.7.1 FUNCIONAMIENTO 26
2.7.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO 28
2.7.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO 28
2.7.4 ENSAMBLAJE DE FONDO DE PRODUCCIÓN (BHA). 29
2.7.5 EVALUACIÓN DEL POZO 30
2.7.5.1 EVALUACIÓN CON UNIDAD DE BOMBEO Y BOMBA JET 31
iii
2.7.5.2 VENTAJAS DE LAS EVALUACIONES A POZOS CON
UNIDADES MTU 31
2.8 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ EN
SUPERFICIE 32
2.8.1 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ
CENTRALIZADO 32
2.8.2 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO EN EL CABEZAL DEL
POZO 34
2.9 EQUIPOS DE SUPERFICIE 35
2.9.1 TANQUE DE ALMACENAJE PARA EL FLUIDO MOTRIZ Y
FACILIDADES DE DESHIDRATACIÓN 37
2.9.2 BOMBAS DE ALTA PRESIÓN 38
2.9.3 MANIFOLD (MÚLTIPLE CENTRAL) 39
2.9.4 LÍNEAS PARA INYECCIÓN Y PRODUCCIÓN 40
2.9.4.1 Líneas de inyección 40
2.9.4.2 Líneas de retorno o producción 41
2.9.4.3 Cabezal de pozo 41
2.9.4.4 Cabezal de pozo con válvula de cuatro vías 42
2.9.4.5 Cabezal de pozo de tipo árbol de navidad 43
2.9.4.6 Válvula de control de flujo (VRF) 44
2.9.4.7 Lubricador 45
2.9.4.8 Válvulas de paso 46
2.9.4.8.1 Válvulas mariposa 46
2.9.4.8.2 Válvulas de tipo block 46
2.9.4.9 Turbina de caudal 47
2.9.4.10 Cuenta barriles o MC - II (meter flow control) 47
2.9.4.11 Indicadores de alta y baja presión 47
2.9.4.12 Separador vertical 47
2.9.4.13 Separador horizontal 48
2.9.4.14 Bota de gas 49
3. METODOLOGÍA 51
3.1 GEOLOGÍA DE LA CUENCA ORIENTE 52
iv
3.2 GEOLOGÍA REGIONAL 52
3.3 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL 54
3.3.1 BASAMENTO PRECÁMBRICO 54
3.3.2 FORMACIÓN PUMBUIZA (SILURICO - DEVONICO) 54
3.3.3 FORMACIÓN MACUMA (CARBONÍFERO-PÉRMICO 55
3.3.4 MESOZOICO - JURASICO 56
3.3.4.1 Formación Santiago (jurásico inferior) 56
3.3.4.2 Formación Chapiza – Misahualli (jurasico medio – cretácico
inferior) 57
3.3.5 CRETÁCICO 59
3.3.5.1 Formación hollín (albiano – aptiano inferior) 59
3.3.6 CENOZOICO (TERCIARIO) 62
3.3.6.1 Formación tena (maestrichtiano inferior paleoceno) 62
3.3.6.2 Formación Tiyuyacu inferior (eoceno inferior a medio) 63
3.3.6.3 Formaciones Tiyuyacu Superior – Orteguaza - Chalcana
(eoceno medio - oligoceno) 64
3.3.6.4 Formaciones Arajuno - Curaray - Chambira (mioceno
inferior-plioceno 65
3.3.6.5 FORMACIÓN MESA (PLIO—PLEISTOCENO) 66
3.3.7 CUATERNARIO 67
3.3.7.1 Formación Mera (cuaternario) 67
3.4 HISTORIA GEOLÓGICA DE LA CUENCA ORIENTE 68
3.4.1 Pre-Cretácico 68
3.4.2 CRETÁCICO 69
3.4.3 PALEÓGENO 70
3.4.4 NEÓGENO 70
3.4.5 CUATERNARIO 70
3.5 DESCRIPCIÓN CAMPO COCA 72
3.5.1 CAMPO COCA PAYAMINO 72
3.5.2 ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL COMPORTAMIENTO DE
LOS POZOS 75
3.5.3 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN 77
v
3.5.4 PRESIONES DE RESERVORIO 80
3.6 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA POWER OIL 82
3.6.1 SUCCIÓN 82
3.6.2 UNIDADES POWER OIL 84
3.6.3 SISTEMA NEUMÁTICO 84
3.6.4 SISTEMA DE ENFRIAMIENTO 86
3.6.5 CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN 87
3.6.6 INSTRUMENTACIÓN DE LAS BOMBAS 87
3.6.6.1 Succión de Bombas: 87
3.6.6.2 Descarga de Bomba 87
3.6.7 FILOSOFÍA DE SHUT DOWN DE LAS UNIDADES POWER OIL 88
3.6.7.1 OPERACIÓN DEL SISTEMA 88
3.7 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES 93
3.7.1 MANIFOLD 93
3.7.2 SEPARADOR DE PRUEBA (V-101) 96
3.7.3 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 97
3.7.4 FREE WATER 98
3.7.4.1 Principio de funcionamiento 98
3.7.4.2 Parámetros de operación 99
3.7.5 INSTRUMENTOS DE SEGURIDAD Y CONTROL 100
3.7.5.1 Disco de ruptura 101
3.7.5.2 Válvulas de seguridad 101
3.7.6 CONTROLADORES 102
3.7.7 TANQUE DE LAVADO 103
3.7.7.1 Principio de funcionamiento 104
3.7.7.2 Partes de un tanque de lavado 106
3.7.7.3 Pierna hidrostática 106
3.7.7.4 Parámetros de operación 107
3.7.8 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCCIÓN 108
3.7.9 SISTEMA DE SEPARACIÓN DE GAS 110
3.7.9.1 Bota de gas 110
3.7.9.2 Sistema de venteo y tea 110
vi
3.7.9.2.1 Columna de venteo 110
3.7.9.2.1.1 Domo de gas 111
3.7.9.2.1.2 Bombas del domo de gas 111
3.7.9.2.2 Tea de gas 111
3.7.10 SISTEMA DE DRENAJES 113
3.7.10.1 Tanque del sumidero 113
3.7.10.2 Bombas de sumidero 113
3.7.11 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS 113
3.7.12 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE AGUA DE
FORMACIÓN 114
3.7.13 LÍNEAS DE ENTRADA Y DESCARGA 114
3.7.14 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN 115
3.7.14.1 Bombas booster 116
3.7.14.2 Bombas de reinyección de alta presión 117
3.7.14.3 Pozo inyector 117
3.7.15 SISTEMA DE GAS BLANKET 118
3.8 CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO MOTRIZ 119
3.8.1 FLUIDO MOTRIZ CRUDO 119
3.8.1.1 Características del Petróleo 119
3.8.1.2 Factor de correlación Kuop 120
3.8.1.3 Clasificación de los crudos 121
3.8.1.4 Crudo del Campo Coca 122
3.8.2 FLUIDO MOTRIZ AGUA DE FORMACIÓN 124
3.8.2.1 Propiedades Químicas y Físicas 124
3.8.2.2 Análisis Cuantitativo Del Agua Producida 126
3.8.2.3 Componentes Primarios y Propiedades 127
3.8.2.4 Importancia de los componentes y propiedades 128
3.8.2.4.1 Cationes 128
3.8.2.4.2 Aniones 129
3.8.2.4.3 Otras Propiedades 130
3.8.2.5 Calidad de Agua 133
3.8.2.6 Guía del Índice de la Calidad del Agua 135
vii
3.8.2.6.1 Predicción de Deterioro de Pozo 135
3.8.2.7 Índice de Taponamiento Relativo 136
3.8.2.8 Incrustaciones Formadas en el Agua 136
3.8.2.9 Incrustaciones Comunes 137
3.8.2.10 Carbonatos de Calcio 137
3.8.2.11 Gravedad de la incrustación de Carbonatos de Calcio 138
3.8.2.12 Características del Agua de Formación del Campo Coca 138
3.9 CALCULO VOLUMÉTRICO PARA EL SISTEMA EN COCA 141
3.9.1 Calculo de volumen de crudo en la red de fluido motriz,
producción y completacion de pozos 141
3.9.2 Calculo de volumen de crudo en tanque de fluido motriz 151
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 152
4.1 ESPECIFICACIÓN TECNICA Y COSTOS DE LAS ACTIVIDADES
A REALIZAR. 152
4.1.1 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA EL REDISEÑO
Y CAMBIO DE BOMBAS DE SUBSUELO 153
4.1.1.1 Descripción de la actividad 153
4.1.1.2 Recursos requeridos 155
4.1.1.3 Costos asociados a la actividad 156
4.1.2 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA EL
REACONDICIONAMIENTO DE POZOS 158
4.1.2.1 Descripción de la actividad 158
4.1.2.2 Recursos requeridos 159
4.1.2.3 Costos asociados a la actividad 161
4.1.3 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA LA
INSTALACIÓN DE FACILIDADES PARA LAS BOMBAS HPS 163
4.1.3.1 Descripción de la actividad 163
4.1.3.2 Recursos requeridos 165
4.1.3.3 Costos asociados a la actividad 166
4.1.4 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARAEL MONTAJE
DE LAS BOMBAS HPS. 169
4.1.4.1 Descripción de la actividad 169
viii
4.1.4.2 Recursos requeridos 170
4.1.4.3 Costos asociados a la actividad 171
4.1.5 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA LA
OPTIMIZACIÓN DEL TRATAMIENTO QUÍMICO 173
4.2 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO CON
FLUIDO MOTRIZ ACEITE Y AGUA DE FORMACIÓN. 175
4.2.1 ANÁLISIS DEL SISTEMA CENTRALIZADO DE FLUIDO
MOTRIZ CRUDO 175
4.2.2 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DEL CAMPO COCA 176
4.2.3 ANÁLISIS DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO DE
LOS POZOS QUE UTILIZAN EL SISTEMA CENTRALIZADO
POWER OIL 178
4.2.4 REDISEÑO DE BOMBAS JET Y SELECCIÓN DE BOMBAS
BES 179
4.2.5 SELECCIÓN PARA INSTALACIÓN DE BOMBAS HPS. 181
4.2.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA POWER OIL
CON FLUIDO MOTRIZ CRUDO Y AGUA DE FORMACIÓN 182
4.2.6.1 Fluido motriz crudo 182
4.2.6.2 Fluido motriz agua 184
4.3 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN EN LA ESTACIÓN CON
FLUIDO MOTRIZ ACEITE Y AGUA DE FORMACIÓN 185
4.3.1 ANÁLISIS DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN EN LA
ESTACIÓN COCA CON FLUIDO MOTRIZ CRUDO 185
4.3.2 ANÁLISIS DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN EN LA
ESTACIÓN COCA CON FLUIDO MOTRIZ AGUA DE
FORMACIÓN 188
4.4 COSTO DE INVERSIÓN 191
4.4.1 CALCULO DEL COSTO TOTAL DE LA INVERSIÓN. 191
4.5 EVALUACIÓN DEL PROYECTO 192
4.5.1 INGRESOS NETOS 192
4.5.2 EVALUACIÓN DEL PROYECTO. 194
ix
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 196
5.1 CONCLUSIONES 196
5.2 RECOMENDACIONES 198
BIBLIOGRAFÍA 199
GLOSARIO 202
NOMENCLATURA 204
ANEXOS 207
x
ÍNDICE DE TABLAS PÁGINA
Tabla 3.1 Descripción de los tratamientos efectuados a los pozos con
sus respectivos resultados ............................................................ 75
Tabla 3.2 Histórico de producción campo Coca .......................................... 78
Tabla 3.3 Descripción de Unidades Power Oil Coca ................................... 84
Tabla 3.4 Presiones en las facilidades ........................................................ 95
Tabla 3.5 BSW y gas de los pozos .............................................................. 95
Tabla 3.6 Bsw y gas de los pozos ............................................................... 95
Tabla 3.7 Barriles de retorno con su Bsw .................................................. 100
Tabla 3.8 Perfil de BSW en el tanque de lavado ....................................... 108
Tabla 3.9 Caracterización General del Crudo del Campo Coca ................ 121
Tabla 3.10 Clasificación de crudos según su base .................................... 121
Tabla 3.11 Clasificación de crudos según el factor K ................................ 122
Tabla 3.12 Clasificación de crudos según el factor K ................................ 122
Tabla 3.13 Caracterización General del Crudo del Campo Coca .............. 124
Tabla 3.14 Propiedades físicas del agua ................................................... 125
Tabla 3.15 Componentes primarios y propiedades del Agua Producida ... 128
Tabla 3.16 Interpretación de las curvas de la calidad del agua ................. 134
Tabla 3.17 Guía de Índice de Calidad de Agua ......................................... 136
Tabla 3.18 Escalas Comunes de Yacimientos .......................................... 138
Tabla 3.19 Gravedad de la incrustación del Carbonato de Calcio ............. 138
Tabla 3.20 Análisis Físico -Químico del Agua de Formación del Campo
Coca .......................................................................................... 140
Tabla 3.21 Índice Relativo de Taponamiento (RIP) ................................... 141
Tabla 3.22 Especificaciones de Tubería .................................................... 143
Tabla 3.23 Cálculo de Volumen en Líneas de Superficie y Completación 149
Tabla 3.24 Cálculo de Volumen de crudo en tanque de fluido motriz ........ 151
Tabla 4.1 Cronograma de rediseño y cambio de bombas ......................... 153
Tabla 4.2 Recursos para el rediseño y cambio de bombas ....................... 155
Tabla 4.3 Costos de rediseño y cambio de bombas de subsuelo ............. 158
Tabla 4.4 Cronograma de reacondicionamiento de pozos ....................... 159
xi
Tabla 4.5 Recursos totales para el reacondicionamiento de pozos........... 160
Tabla 4.6 Costos de reacondicionamiento de pozos ................................. 163
Tabla 4.7 Cronograma de construcción e instalación de líneas para
bombas HPS ............................................................................. 164
Tabla 4.8 Recursos para la construcción e instalación de líneas para
bombas HPS ............................................................................. 165
Tabla 4.9 Costos de construcción e instalación de líneas ......................... 169
Tabla 4.10 Cronograma de montaje e instalación de bombas HPS .......... 170
Tabla 4.11 Recursos para el montaje e instalación de bombas HPS ........ 170
Tabla 4.12 Costos de montaje e instalación de bombas HPS ................... 172
Tabla 4.13 Costos Tratamiento Químico con Fluido Motriz Crudo y Agua 174
Tabla 4.14 Métodos de Producción de los pozos de Campo Coca ........... 176
Tabla 4.15 Pozos con bombeo hidráulico bombas Jet .............................. 177
Tabla 4.16 Pozos con bombeo hidráulico bombas Pistón ......................... 177
Tabla 4.17 Pozo con bombeo eléctrico ..................................................... 177
Tabla 4.18 Pozos con Fluido Motriz del Sistema Centralizado Power Oil . 178
Tabla 4.19 Parámetros de selección y diseño ........................................... 179
Tabla 4.20 Geometrías Instaladas y Propuestas ....................................... 180
Tabla 4.21 Propuesta para instalación de equipo Electrosumergible ........ 181
Tabla 4.22 Simulación de Bombas HPS .................................................... 182
Tabla 4.23 Presupuesto total del proyecto ................................................ 192
Tabla 4.24 Ingresos netos ......................................................................... 193
Tabla 4.25 Análisis del balance económico del proyecto .......................... 195
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 2.1 Sistema de Bombeo Hidráulico .................................................... 9
Figura 2.2 Equipos de Bombeo Hidráulico .................................................. 16
Figura 2.3 Bomba Jet Convencional ........................................................... 18
Figura 2.4 Descripción del Funcionamiento de la Bomba Jet
Convencional .............................................................................. 19
Figura 2.5 Relación entre Presión y Velocidad del Fluido Motriz ................ 20
Figura 2.6 Partes Principales de la Bomba Jet ........................................... 21
Figura 2.7 Bomba Jet Claw de Circulación Convencional .......................... 23
Figura 2.8 Bomba Pistón ............................................................................. 27
Figura 2.9 Ensamblaje de Fondo (BHA) ..................................................... 30
Figura 2.10 Unidad de Prueba de Producción Móvil (MTU) ........................ 31
Figura 2.11 Sistema centralizado de fluido motriz ....................................... 35
Figura 2.12 Equipo de superficie ................................................................. 37
Figura 2.13 Facilidades de producción en plataformas multipozos ............. 38
Figura 2.14 Componentes de las MTU ....................................................... 39
Figura 2.15 Representación de un manifold ............................................... 40
Figura 2.16 Líneas individuales de fluido motriz de los pozos .................... 41
Figura 2.17 Cabezal de pozo con válvula de cuatro vías ............................ 43
Figura 2.18 Cabezal de pozo de tipo árbol de navidad ............................... 44
Figura 2.19 Componentes de la línea de alta presión ................................. 45
Figura 2.20 Diagrama para sacar y desplazar la bomba hacia el pozo ....... 46
Figura 2.21 Componentes de la unidad de bombeo MTU ........................... 49
Figura 2.22 Tanque de petróleo incorporado bota de gas .......................... 50
Figura 3.1 Mapa de ubicación de la cuenca oriente .................................... 52
Figura 3.2 Columna estratigráfica del oriente ............................................. 68
Figura 3.3 Corte estructural w-e de la cuenca oriente ................................. 71
Figura 3.4 Mapa estructural de la cuenca oriente ....................................... 72
Figura 3.5 Ubicación del campo Coca ........................................................ 73
Figura 3.6 Mapa estructural al tope hollín superior ..................................... 79
xiii
Figura 3.7 Tanque de Almacenamiento de CrudoT-102 ............................. 83
Figura 3.8 Unidades Booster con motor eléctrico y combustión interna .... 83
Figura 3.9 Sistema de Alimentación Neumático.......................................... 85
Figura 3.10 Válvulas Blocks ........................................................................ 85
Figura 3.11 Tablero Murphy ........................................................................ 86
Figura 3.12 Ventiladores del sistema .......................................................... 86
Figura 3.13 Detectores de fuego ................................................................. 88
Figura 3.14 Tablero de Control ................................................................... 89
Figura 3.15 Tableros Neumáticos ............................................................... 90
Figura 3.16 Válvula de recirculación ........................................................... 90
Figura 3.17 Línea de recirculación .............................................................. 91
Figura 3.18 Bomba booster a combustión .................................................. 92
Figura 3.19 Bomba booster con motor eléctrico.......................................... 92
Figura 3.20 Shutdown valve ........................................................................ 93
Figura 3.21 Manifold Estación Coca ........................................................... 94
Figura 3.22 Separador de Prueba y de producción ..................................... 97
Figura 3.23 Free Water Knock out .............................................................. 99
Figura 3.24 Disco de ruptura ..................................................................... 101
Figura 3.25 Válvula de seguridad .............................................................. 102
Figura 3.26 Controlador de nivel de líquido .............................................. 102
Figura 3.27 Válvulas de control de contrapresión de gas con controlador
de presión. .............................................................................. 103
Figura 3.28 Tanque de lavado .................................................................. 103
Figura 3.29 Esquema de tanque de lavado .............................................. 105
Figura 3.30 Partes de tanque de lavado ................................................... 106
Figura 3.31 Pierna hidrostática ................................................................. 107
Figura 3.32 Tanque de almacenamiento ................................................... 109
Figura 3.33 Bota de gas ............................................................................ 110
Figura 3.34 Tea de gas ............................................................................. 112
Figura 3.35 Línea de entrada y descarga de tanques ............................... 115
Figura 3.36 Sistema de reinyección .......................................................... 116
Figura 3.37 Bomba booster ....................................................................... 117
xiv
Figura 3.38 Bomba de alta presión ........................................................... 117
Figura 3.39 Pozo reinyector ...................................................................... 118
Figura 3.40 Sistema de gas blanket .......................................................... 119
Figura 3.41 Distribución de los pozos del Campo Coca ............................ 142
Figura 4.1 Balance de masas del proceso con fluido motriz Crudo .......... 186
Figura 4.2 Balance de masas del proceso con fluido motriz Agua ............ 189
xv
ÍNDICE DE GRÁFICOS PÁGINA
Gráfico 3.1 Relación Agua Petróleo ............................................................ 77
Gráfico 3.2 Histórico de producción campo COCA ..................................... 78
Gráfico 3.3 Basal Tena ............................................................................... 80
Gráfico 3.4 Napo U ..................................................................................... 80
Gráfico 3.5 Hollin Superior .......................................................................... 81
Gráfico 3.6 Hollin Principal .......................................................................... 81
Gráfico 3.7 Gráfico de Calidad del Agua ................................................... 133
xvi
ÍNDICE DE ECUACIONES PÁGINA
Ecuación 3.1 Factor de correlación Kuop ................................................. 121
Ecuación 3.2 Capacidad de Tubería ......................................................... 150
Ecuación 3.3 Capacidad en el Espacio Anular ......................................... 150
Ecuación 3.4 Volumen en Barriles ............................................................ 150
Ecuación 3.5 Porcentaje de BSW real ...................................................... 150
xvii
ÍNDICE DE ANEXOS PÁGINA
ANEXO 1. 207
Análisis de Sensibilidad Pozo Coca-001
ANEXO 2. 207
Análisis de Sensibilidad Pozo Cocb-002
ANEXO 3. 208
Análisis de Sensibilidad Pozo Coce-007
ANEXO 4. 208
Análisis de Sensibilidad Pozo Coci-011
ANEXO 5. 209
Análisis de Sensibilidad Pozo Cocj-011
ANEXO 6. 209
Análisis de Sensibilidad Pozo Cock-013
ANEXO 7. 210
Análisis de Sensibilidad Pozo Cocl-015
ANEXO 8. 211
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca – 01
ANEXO 9. 212
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 02
ANEXO 10. 213
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 04
ANEXO 11. 214
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 07
ANEXO 12. 215
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 10
ANEXO 13. 216
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 11
ANEXO 14. 217
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 12
ANEXO 15. 218
Completacion para Bombeo Hidraulico Pozo Coca - 13
xviii
ANEXO 16. 219
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 15
ANEXO 17. 220
Diseño Equipo BES Pozo Cocc-004
ANEXO 18. 221
Diseño Equipo BES Pozo Coch-010
ANEXO 19. 222
Curvas Tornado (Multi-Frecuencia de Operación) Bomba Baker Hc-
7800stages
ANEXO 20. 222
Curva de Rendimiento Bomba Baker Hc-7800stg. 94
ANEXO 21. 223
Balance de Masas con Fluido Motriz Crudo
ANEXO 22. 224
Balance de Masas con Fluido Motriz Agua
xix
RESUMEN
La compañía estatal petrolera Petroamazonas EP, así como también otras
operadoras han experimentado una caída paulatina en sus niveles de
producción de petróleo, por lo que es menester implementar programas de
perforación que permitirán el incremento en la producción de petróleo al
igual que se optimicen los sistemas de levantamiento artificial y de esta
manera se obtengan mejores beneficios económicos.
En este trabajo se presenta un estudio y evaluación técnico económica para
cambio de fluido motriz (aceite por agua de formación) del sistema Power Oil
centralizado en el Campo Coca, con el que actualmente opera el sistema de
bombeo hidráulico en este Campo, ubicado en el Bloque 7.
La operación con el sistema de levantamiento artificial hidráulico utiliza
como fluido motriz aceite que permite la producción de once pozos .El
estudio y evaluación técnico económico del proyecto tiene como finalidad la
valoración con la utilización de agua de formación como fluido motriz,
analizando las variables que se requieren para este cambio en el sistema
Power Oil centralizado, así también, se evaluará el impacto que este cambio
generaría en el proceso de deshidratación, tomando en cuenta la capacidad
de procesamiento de los equipos instalados.
El análisis económico de la evaluación del proyecto es el punto medular que
permitirá a la empresa realizar un balance costo beneficio para la ejecución
del proyecto.
Se recopiló toda la información necesaria para la obtención de los resultados
descritos a lo largo del trabajo.
xx
ABSTRACT
The state oil company Petroamazonas EP, as well as other operators have
experienced a gradual decline in production levels of oil, so it is necessary to
implement drilling programs which will allow increased oil production like
systems are optimized artificial lift and this way obtain better economic
benefits.
This paper presents a technical and economic assessment study for driving
fluid change (oil per formation water) of Power System Oil Field Coca
centralized team which currently operates the hydraulic pumping system in
this field, based on the presented block 7.
The operation with the hydraulic fluid used as artificial lift motor allows
production oil wells eleven. The study technical and economic evaluation of
the project is intended to titrate with the use of water as the motive fluid
formation, analyzing the variables that are required for this change in the
Power Oil centralized system, so too, will assess the impact that this change
generated in the drying process, taking into account the processing capacity
of the installed equipment.
The economic analysis of the project evaluation is the key point that allow the
company to conduct a cost-benefit balance for the project implementation.
All information necessary to obtain the results described throughout the work
was compiled.
1. INTRODUCCIÓN
1
En estos últimos años las operadoras privadas así como la compañía
estatal, han experimentado una caída paulatina en sus niveles de
producción de petróleo por lo que es menester implementar programas de
perforación lo que permitirá el incremento en la producción de petróleo y
optimizando los sistemas de levantamiento artificial y de esta manera
obtener mejores beneficios económicos.
En este trabajo se presenta un estudio y evaluación técnico – económica
para realizar un cambio del fluido motriz crudo por agua de formación con el
que actualmente opera el Sistema de Bombeo Hidráulico en el campo
Coca.
1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
La investigación se divide en dos tipos de objetivos que son los siguientes:
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Realizar un estudio y evaluación técnica económica para cambio de fluido
motriz de aceite por agua de formación del sistema power oil centralizado en
el Campo Coca.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Descripción del campo Coca
Realizar un análisis técnico y descripción del funcionamiento del sistema
de levantamiento artificial hidráulico y del sistema power oil en superficie
con fluido motriz crudo.
Estudiar, evaluar y describir el sistema de deshidratación de la estación
central de procesamiento Coca con el fluido motriz aceite.
2
Analizar la necesidad de realizar un nuevo dimensionamiento y selección
bombas hidráulicas para operar con el sistema de fluido motriz agua de
formación.
Análisis técnico de las condiciones del proceso de deshidratación y del
sistema power oil con el fluido motriz agua de formación.
Describir las ventajas, desventajas y limitaciones que presenta el
sistema de fluido motriz aceite y agua de formación en el sistema power
oil y proceso de deshidratación.
1.2 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
El petróleo constituye actualmente en una de las principales fuentes de
energía e ingresos económicos en nuestro país, para el desarrollo de la
industria petrolera es indispensable implantar estudios que permitan
incrementar la productividad en los pozos de petróleo y las reservas.
1.2.1 JUSTIFICACIÓN TEÓRICA
En el Campo Coca es necesario implementar un estudio técnico –
económico del sistema centralizado de bombeo hidráulico y proponer la
alternativa para cambio del fluido motriz crudo que actualmente está
operando para cambiarlo por agua de formación lo que permitirá mantener o
incrementar la producción en el campo optimizando las facilidades y el
sistema de levantamiento artificial bombeo hidráulico.
1.2.2 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA
Elaborar un estudio de los pozos en producción que operan con el sistema
de levantamiento artificial bombeo hidráulico tomado todos los datos de
producción actual y el estado actual del proceso de la Estación de
3
Producción Coca, con todas las variables históricas obtenidas se llevara a
cabo el estudio técnico - económico.
1.2.3 JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA
Los resultados que se obtengan del estudio permitirán conocer a la empresa
operadora la factibilidad de realizar el cambio de fluido motriz de crudo por
agua en función de del análisis técnico – económico.
1.3 HIPÓTESIS DEL TRABAJO
La producción del campo Coca declina por el incremento de agua de
formación, y debido al plan de perforación propuesto por la empresa,
reprocesar el fluido motriz crudo limitara la capacidad de procesamiento del
campo.
1.4 MARCO REFERENCIAL
El sistema de levantamiento artificial bombeo hidráulico es aplicable cuando
la energía del yacimiento es insuficiente para elevar el petróleo hasta
superficie.
El sistema bombeo hidráulico y de todos los sistemas hidráulicos se basa en
la Ley de Pascal que detalla: “al ejercer presión sobre una superficie de un
fluido contenido en un recipiente, esta se transmite en forma uniforme y con
la misma intensidad en todas las superficies del mismo”.
El principio de bombeo hidráulico aplicado a los pozos de petróleo, se basa
en transmitir la potencia a tevés del fluido presurizado desde un sistema de
bombas de alta presión, a uno o varios pozos, desde la superficie utilizando
tubería (line pipe) y tubing en la completación de fondo en donde se alojan
las bombas hidráulicas (jet y pistón), la eficacia de este sistema de
4
levantamiento artificial es mayor que cualquier otro tipo de levantamiento
dado que las pérdidas de potencia en los sistemas hidráulicos son menores.
1.4.1 SISTEMAS DE FLUIDO MOTRIZ
Un factor de mucha relevancia el sistema de bombeo hidráulico es el fluido
motriz, especialmente la calidad en cuanto al contenido de sólidos, es muy
importante ya que afecta directamente en la vida útil de la bomba y
ocasionando costos de reparación más continuos. La pérdida de fluido
motriz en la bomba depende del desgaste ocasionado por los sólidos que
tienen un efecto abrasivos y la viscosidad del fluido de motriz.
Se considera como un valor admisible de sólidos de entre 10 y 15 ppm para
petróleos de 30 y 40°. Para petróleos más densos hay mayor desgaste
admisible, y consecuentemente, mayor tolerancia de sólidos, mientras que,
para agua, usualmente hay menor desgaste y menos sólidos admisibles.
Existen dos tipos básicos de sistemas de fluido motriz:
El sistema de fluido motriz cerrado donde el fluido motriz de superficie y de
profundidad se mantiene dentro de un circuito cerrado y no se mezclan con
el fluido de producción del pozo.
El sistema de fluido motriz abierto donde el fluido motriz se mezcla con la
producción del pozo y retorna a la superficie como producción mezclada.
1.4.2 SISTEMAS DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO
En el sistema de fluido motriz cerrado, consiste en la utilización de un
conducto adicional (tubing) desde el fondo para el retorno de fluido motriz
usado a la superficie. Por esta razón este sistema es más costoso que el
sistema de fluido motriz abierto, y consecuentemente menos utilizado.
Debido a que el tanque de fluido motriz es relativamente pequeño, este
sistema es utilizado lugares urbanos y en plataformas costa afuera donde el
5
espacio es limitado. El fluido motriz que frecuentemente se utiliza en este
sistema es agua por el menor impacto ambiental que presenta comparado
con el petróleo a alta presión. No obstante, dependiendo del tipo de bomba
de subsuelo (Jet o Pistón) que se utilizara, se le debe agregar un lubricante,
inhibidores contra la corrosión y quitarle el oxígeno, que son costos de
operación que se deberán considerar en la inversión inicial.
Una de las ventajas por la configuración y diseño de este sistema es que a
las estaciones de procesamiento únicamente se envía la producción de los
pozos, los cual minimiza el volumen a ser procesado manteniendo una mejor
deshidratación.
1.4.3 SISTEMAS DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO
En el sistema de fluido motriz abierto se necesitan únicamente dos
conductos, uno para llevar el fluido motriz desde la superficie hacia las
bombas de subsuelo y otra para llevar la mezcla del fluido motriz y la
producción del pozo hasta la superficie. Estos conductos se conocen como
la sarta de tubing y casing, el espacio anular se conoce al espacio entre los
dos conductos. La simplicidad y la economía son las características más
importantes de este sistema. Cuando se usa agua o petróleo como fluido
motriz en este sistema, es imprescindible la utilización de diferentes
productos químicos que deben ser agregados (inhibidores de emulsiones,
corrosión, escala, parafinas, bactericidas, etc.)que generalmente son
perdidos cuando se mezclan con la producción y consecuentemente deben
ser repuestos continuamente.
Este sistema a requiere un mayor tratamiento químico ya se debe tratar
tanto al fluido motriz así como al fluido de producción, que ingresan
mezclados a las estaciones de producción lo que disminuye la capacidad de
procesamiento y deshidratación, que representa una desventaja comparado
con el sistema cerrado.
6
1.4.4 SISTEMA CENTRALIZADO DE BOMBEO DE FLUIDO MOTRIZ
Este sistema se utiliza generalmente cuando se envía fluido motriz desde
una estación de proceso desde una batería de bombeo hidráulico, hacia
varios pozos mediante una línea matriz de distribución, los parámetros de
presión y caudal son regulados en cada pozo mediantes válvulas
reguladoras de caudal que mantienen constante la operación. La batería de
bombeo hidráulico está compuesta por un sistema de bombas de alta
presión que pueden ser bombas de desplazamiento positivo o bombas
centrifugas de etapa múltiple, que operan en paralelo cubriendo el caudal
requerido por el diseño de las bombas de subsuelo, cuando se utiliza fluido
motriz petróleo este es succionando del tanque de estabilización y en el caso
del agua de formación desde los tanques de reinyección, el fluido motriz es
tratado químicamente desde las baterías de acuerdo a las características
físico – químicas.
1.4.5 SISTEMA INDEPENDIENTE DE BOMBEO DE FLUIDO MOTRIZ
Este sistema está compuesto una bomba de alta presión para la inyección
del fluido motriz, un separador (módulo), estos equipos se instala para cada
pozo, la mezcla del fluido motriz y la producción que aun contienen gas
disuelto, ingresan al separador en donde el gas es separado en gran
cantidad, manteniéndose la fase liquida de donde las bombas succionan el
fluido motriz que será inyectado al pozo, el excedente de fluido que es la
producción del pozo, es transferido mediante la presión del separador hacia
la estación de procesamiento.
1.5 ASPECTOS METODOLÓGICOS
Analizar la información técnica del campo, producción de los pozos que
operan con bombeo hidráulico.
Analizar al rediseño de geometrías de las bombas debido al cambio de
fluido motriz.
7
Determinar la afectación del cambio de fluido motriz al proceso de
deshidratación.
Realizar un análisis técnico – económico entre los dos tipos de sistemas
de fluido motriz crudo y agua.
1.6 UNIVERSO DE LA INVESTIGACIÓN
Al realizar un estudio de la utilización de fluido motriz crudo que actualmente
esta operación en el campo Coca, es posible identificar los factores que
definen la factibilidad del cambio a fluido motriz agua de formación.
Para la realización de un estudio que permita comprender el análisis actual
de la situación, a través de la investigación de campo, condiciones actuales
de producción de los pozos, el proceso de deshidratación, y realizar un
análisis técnico – económico.
2. MARCO TEÓRICO
8
El método del bombeo hidráulico se remonta desde los Egipcios cuando
ellos utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y
varillas), dentro de la industria petrolera se remonta a la época en que hizo el
descubrimiento Drake en Pensilvania; en la actualidad este sistema se utiliza
para levantar los fluídos desde el subsuelo hasta la superficie.
El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la
Ley de Pascal “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido
contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción del fluido y las
paredes del recipiente que lo contiene”. (ley enunciada por el físico y
matemático francés Blaise Pascal 1623–1662)
Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial
hidráulico como la bomba de Faucett que en el subsuelo fue una bomba
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.(SERTECPET, 2012)
Según (Almeida, 2004). Este principio hidráulico, aplicado al bombeo de
pozos de petróleo, se hace posible transmitir potencia (fluido a presión)
desde un punto central a cualquier número de pozos, y hacia abajo hasta la
bomba de profundidad, sin ningún aparato mecánico, utilizando sólo tubería
(line pipe) y tubing. Y dado que las pérdidas de potencia en los sistemas
hidráulicos son mucho menores que los sistemas mecánicos, el sistema
hidráulico de bombeo de pozos de petróleo propiamente diseñado, tendrá
mayor eficacia que cualquier otro método de extracción ya desarrollado.
9
Figura 2.1 Sistema de Bombeo Hidráulico
(Dorante & Trujillo, 1999)
La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba
jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos además de corrosivos que
para el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones
importantes.
Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo
natural se debe poner en producción el pozo con un sistema de
levantamiento artificial.
El bombeo hidráulico con bomba jet es la opción más adecuadas por su
facilidad y versatilidad de instalación lo que permite realizar evaluaciones
inmediatas con la facilidad de obtener datos de reservorio que permitan
analizar la mejor opción de sistema de levantamiento artificial.
10
2.1 DEFINICIÓN
Una unidad de bombeo hidráulico es un mecanismo formado principalmente
por bombas de alta presión que pueden ser de desplazamiento positivo o
centrifugas multi-etapas, con un reductor o incrementador, y la potencia es
suministrada mediante motores de combustión interna o eléctricos que
presurizan al fluido motriz en superficie y lo trasfieren hasta el fondo para
accionar las bombas hidráulicas que se encuentran ancladas en la
completación de fondo del pozo (BHA), esta bombas de subsuelo pueden
ser Jet o Pistón.
2.2 PROPÓSITO
El propósito del bombeo hidráulico es mantener una presión de fondo
adecuada, de tal manera que, el flujo del fluido en el pozo sea suficiente
para accionar las bombas de subsuelo y la producción de los pozos pueda
llegar a superficie.
En el bombeo hidráulico la energía es transmitida mediante un fluido a
presión, este fluido puede ser agua o petróleo dependiendo de factores
ambientales y económicos, a este fluido presurizado se lo conoce con el
nombre “Fluido Motriz”.
2.3 DESCRIPCIÓN
En el sistema de levantamiento artificial bombeo hidráulico se utiliza bombas
Jet o Pistón:
2.3.1 BOMBAS JET
El bombeo hidráulico tipo jet se basa en la conversión de energías, la
energía potencial que se aplicada al fluido de inyección mediante la presión
ejercida por las bombas de superficie, es transformado en energía cinética al
11
atravesar la boquilla en donde se produce un chorro de alta velocidad que se
mezcla directamente con los fluidos del pozo, llegando al difusor en donde
nuevamente se produce la transformación de energía de cinética a potencial,
produciendo la presión necesaria para levantar el fluido desde el fondo hasta
la superficie.
2.3.2 BOMBAS PISTÓN
Se instala la unidad por debajo del nivel del fluido en el pozo, el fluido motriz
a alta presión llega al motor a través de un conducto y el fluido motriz de
retorno más la producción, salen del pozo a través de otro conducto. El fluido
motriz a alta presión hace que el motor trabaje en forma muy parecida al
motor alternativo a vapor, excepto que el fluido motriz es petróleo o agua en
lugar de vapor. La bomba, accionada por el motor, bombea el fluido del
fondo del pozo. Originalmente, motor y bomba fueron designados “Unidad de
Producción”, pero en la práctica, siempre se le llama “Bomba”. Comúnmente
se refiere al motor como “el extremo motor de la bomba” y a la bomba como
“el extremo de bombeo” de la bomba.(KOBE, 1976)
La operación con este tipo de bomba es el método más sencillo de todos los
sistemas hidráulicos de levantamiento artificial.
2.4 APLICACIONES
Para pozos con bajo grado API el fluido motriz inyectado puede reducir la
viscosidad, al diluir el fluido de retorno haciendo más factible levantar crudos
pesados.
Es un sistema es más sencillo y económico, el fluido motriz circulante es el
medio apropiado para transportar aditivos químicos al fondo del pozo así
como también inhibidores de corrosión, incrustación, parafinas y anti-
emulsionantes.
12
Al producir fluidos con alto contenido de parafinas este sistema permite
circular fluidos calentados o con agentes disolventes dentro de las líneas de
flujo motriz para eliminar la acumulación de cera que pueda reducir o
paralizar la producción.
2.5 SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO
Este sistema se abastece de fluido motriz en la superficie, lo pasa a través
de una bomba de desplazamiento positivo para incrementar la presión del
líquido, se inyecta el líquido a presión dentro del pozo a través de una sarta
de tubería. Al fondo de la sarta de tubería de inyección, el líquido a presión
se introduce en una sección motriz hidráulica, colocada por debajo del nivel
del fluido a producir.
El fluido motriz a presión alta, acciona la sección motriz en el fondo del pozo,
en forma reciprocante al exponer alternadamente diferentes áreas de un
pistón impulsor al fluido presurizado. La alternación de esta presión se
controla mediante una válvula de control que invierte su dirección; esta
válvula es parte de la sección motriz hidráulica de la bomba en el fondo.
Para el caso de las bombas jet genera la trasformación de energía,
potencial – cinética – potencial.
El bombeo hidráulico utiliza bombas fijas y bombas libres, siendo el sistema
de bomba libre el más económico porque se elimina costos de extracción
mediante taladro de reacondicionamiento.
2.5.1 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ
La calidad del fluido motriz, especialmente el contenido de sólidos, es un
factor importante en la vida útil de la bomba y en los costos de reparación.
La pérdida de fluido motriz en los huelgos de la bomba son una función del
desgaste causado por los sólidos abrasivos y la viscosidad del fluido motriz.
13
Según (Almeida, 2004) el contenido admisible de los sólidos varía en cierto
grado, según la definición de “vida útil admisible de la bomba” y también
según la viscosidad, pero un valor de 10 a 15 ppm es generalmente
aceptable para petróleos de 30 a 40° API. Para petróleos más densos hay
mayor desgaste admisible y consecuentemente, mayor tolerancia de sólidos,
mientras que, para agua, usualmente hay menor desgaste y menos sólidos
admisibles.
Hay dos tipos básicos de sistemas de fluido motriz:
1 Sistema de fluido motriz cerrado (FMC): en este sistema, el fluido motriz
de superficie y de profundidad permanecen dentro de un circuito cerrado
y no se mezclan con el fluido del yacimiento.
2 Sistema de fluido motriz abierto (FMA):en este sistema, el fluido motriz se
mezcla con el fluido del yacimiento y retorna a superficie formando una
mezcla entre el fluido.
2.5.2 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO (FMC)
En el sistema FMC, se debe proveer un conducto extra en el fondo para el
retorno de fluido motriz usado a la superficie. Esto hace que el sistema sea
más costoso que el sistema FMA y, consecuentemente menos utilizado.
Dado que el tanque de fluido motriz es relativamente pequeño, este sistema
es popular en lugares urbanos y en plataformas costa fuera donde el espacio
es limitado.
Frecuentemente estos sistemas usan agua como fluido motriz porque es
menos peligroso y presentan menos problemas ecológicos que el petróleo a
alta presión. Al agua no obstante, se le debe agregar un lubricante, inhibirla
contra la corrosión y quitarle el oxígeno, consideraciones estas que se
suman a los costos de operación e inversión inicial. (Almeida, 2004)
14
2.5.3 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO (FMA)
En el sistema de fluido motriz abierto el fluido de operación se mezcla con el
fluido producido en el pozo, y en la superficie se obtiene el fluido
mezclado.(KOBE, 1976)
En el sistema FMA se necesitan solamente dos conductos, uno para llevar el
fluido motriz hacia la Unidad de Producción y otra para llevar el fluido motriz
de retorno y la producción a la superficie. Estos conductos pueden ser dos
sartas de tubing o una sarta de tubing y el espacio anular entre tubing y
casing. La simplicidad y la economía son las características más importantes
del sistema FMA. Cuando se usa agua como fluido motriz en este sistema,
los productos químicos agregados (para lubricación, inhibición de corrosión y
eliminación de oxigeno) son, en gran parte, generalmente perdidos cuando
se mezclan con la producción y consecuentemente deben ser repuestos
continuamente. (Almeida, 2004).
2.5.4 SISTEMA PARA ACCIONAR EL FLUIDO MOTRIZ EN LA
SUPERFICIE
Este sistema de superficie proporciona volumen constante y adecuado de un
fluido motriz idóneo para operar las bombas en el subsuelo.
El fluido requerido debe estar limpio, sin la presencia de gas, sólidos o
materiales abrasivos, ya estos afectan la operación, vida útil de las bombas
en el subsuelo y la unidad de fuerza en la superficie.
Existen dos tipos de sistemas para acondicionar el fluido motriz:
a. Sistema de fluido motriz centralizado
b. Sistema independiente o autónomo de fluido motriz
15
2.5.5 SISTEMA CENTRALIZADO DE ACONDICIONAMIENTO.
Este sistema trata el fluido para uno o más pozos, para eliminar el gas y
sólidos en un solo lugar, en donde el fluido acondicionado es presurizado
mediante una poderosa bomba y luego pasa por un distribuidor para dirigirse
hacia el o los pozos del sistema. Mediante los separadores y tratadores
térmicos se entrega un petróleo casi libre de gas de calidad usual para
tanques de almacenamiento para el sistema de tratamiento.(SERTECPET,
2010)
En la Estación Coca el sistema de fluido motriz es administrado desde el
tanque de almacenamiento de crudo T-102 con una capacidad de
almacenamiento de 24,680 barriles, la succión se realiza por una toma de
12 pulgadas ubicada a un altura de 3 pies inyectando un fluido con un BSW
menor a 1 % limpio.
2.5.6 EQUIPO DE SUPERFICIE DE BOMBEO HIDRÁULICO
A continuación se detallan los principales equipos de superficie:
Tanques o módulos de Fluido Motriz
Bombas Booster de succión
Bombas de desplazamiento positivo de alta presión.
Sistema de control
Válvulas reguladoras de flujo (VRF)
Líneas de alta Presión
Cabezal para bombeo hidráulico
16
Figura 2.2 Equipos de Bombeo Hidráulico
(Manual de Bombeo Hidráulico, 2006)
17
2.5.7 EQUIPO DE FONDO
Bombas de subsuelo jet o pistón
Válvula de Pie (Standing Valve)
Cavidad o Camisa de producción
No-Go en la completación
2.5.8 TIPOS DE BOMBAS HIDRÁULICAS
La bomba de profundidad del sistema de bombeo hidráulico, se denomina
bomba hidráulica y existen 2 tipos de bombas por su estructura:
Bombas hidráulicas tipo Pistón
Bombas hidráulicas tipo Jet
2.6 BOMBA JET
La bomba hidráulica Jet está basada en el principio “Venturi” que consiste
en el paso de un fluido a través de una sección reducida, donde se produce
un cambio de energía potencial (presión) a energía cinética (velocidad) a la
salida de la boquilla (nozzle), reduciendo la presión y succionando el fluido
de la formación. Estos fluidos entran en un área constante llamada garganta,
luego la mezcla de fluidos sufre un cambio de energía cinética (velocidad) a
potencial (presión) a la entrada de un área expandida llamada difusor, donde
la energía potencial (Presión) es la responsable de llevar el fluido hasta la
superficie.(SERTECPET, 2010)
18
Figura 2.3 Bomba Jet Convencional
(SERTECPET, 2005)
2.6.1 FUNCIONAMIENTO
El fluido motriz es desplazado a un caudal (Q1) que requiere la bomba jet
en el subsuelo, se introduce por el cuello de pesca (fishingneck) llegando
hasta a una boquilla (nozzle) con una presión total de diseño que se denota
como (P1). Este fluido a presión alta se dirige, a través de la boquilla, lo que
hace que la corriente de fluido tenga alta velocidad y baja presión.
La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del
pozo entren en la bomba y sea descargado por la tubería de producción el
caudal de producción deseado (Q3). El fluido motriz arrastra al fluido del
pozo por efectos de la alta velocidad, estos dos fluidos llegan hasta una
sección de área constante en donde se mezclan, en este punto se mantiene
la velocidad y la presión constante. Cuando los fluidos combinados llegan al
final de esta sección constante, al iniciar el cambio de áreas en el difusor
tenemos que la velocidad va disminuyendo a medida que aumenta el área y
la presión se incrementa. Esta alta presión de descarga (P2) debe ser
19
suficiente para levantar los fluidos combinados al caudal deseado (Q2) hasta
la superficie, descrito en la Figura 2.4.
Los componentes claves de las bombas jet son las boquillas (nozzle) y la
garganta (throat). El área de las aperturas en estos elementos determina el
rendimiento de la bomba. Estas áreas se designan como AN y AT
respectivamente. La relación entre estas áreas AN/AT se conoce como la
relación de áreas.
Las bombas con similares relaciones de áreas tendrán también las mismas
curvas de rendimiento.
El volumen de fluido motriz utilizado será proporcional al tamaño de la
boquilla. El área en la bomba debe dar paso al caudal de producción por el
espacio anular entre la boquilla y la garganta. Las características de la
bomba en cuanto a la cavitación responden sensiblemente a esta área.
(SERTECPET, 2010).
Figura 2.4 Descripción del Funcionamiento de la Bomba Jet Convencional
(SERTECPET, 2010)
20
2.6.2 RELACIÓN ENTRE PRESIÓN Y VELOCIDAD DEL FLUIDO MOTRIZ
El rendimiento de las bombas jet depende en gran medida de la presión de
descarga que a su vez es influenciado por la taza gas / líquido en la columna
de retorno hacia la superficie valores grandes de gas / líquido reducen la
presión de descarga.
La cantidad de fluido motriz depende del tamaño del boquilla y la presión de
operación, a medida que la presión del fluido motriz aumenta, el poder de
levantamiento de la bomba aumenta, la taza de fluido motriz adicional hace
que la relación gas / líquido disminuya, provocando que aumente el
levantamiento efectivo. (SERTECPET, 2010).
Figura 2.5 Relación entre Presión y Velocidad del Fluido Motriz
(SERTECPET, 2005)
21
2.6.3 COMPONENTES DE LA BOMBA JET
La bomba Convencional Jet consta de 18 partes de las cuales las más
importantes son:
Figura 2.6 Partes Principales de la Bomba Jet
(SERTECPET, 2010)
2.6.3.1 Boquilla (Nozzle).
Fabricado con una aleación para que soporte grandes presiones, la
característica de esta boquilla es que en el extremo superior tiene un
diámetro más grande que en el extremo inferior, cuya función principal es de
crear mayor velocidad y menor presión a la salida de la boquilla (extremo
inferior).
El fluido motriz pasa a través de esta boquilla donde virtualmente toda su
presión se transforma en energía cinética. (Morillo, 2010)
22
2.6.3.2 Difusor
Posee un área expandida donde la velocidad se transforma en presión
suficiente para levantar los fluidos a la superficie.
2.6.3.3 Espaciador
Es un dispositivo que se instala entre la boquilla y la garganta, y es el punto
de ingreso del fluido producido con el fluido inyectado.
2.6.3.4 Garganta (Throat)
Se lo conoce también comomixingtubeo tubo de mezcla, es la parte en
donde se mezclan el fluido motriz de inyección y la producción del pozo.
23
Figura 2.7 Bomba Jet Claw de Circulación Convencional
(SERTECPET, 2005)
Las bombas hidráulicas Jet deberán están diseñadas y construidas de
materiales que soporten altas presiones, altos caudales y altos niveles de
temperatura.
Con lo que respecta a la boquilla y a la garganta son fabricados en base a
una mezcla especial de Carburo de Tugsteno y materiales cerámicos, la
misma que proporciona a estas piezas una gran dureza pero a la vez mucha
fragilidad.
24
2.6.4 LA OPERACIÓN CON BOMBAS JET
2.6.4.1 Desplazamiento
La bomba debe desplazarse hidráulicamente o con unidad de slick line
siempre y cuando el tubing esté lleno y sea del mismo diámetro interior
hasta el alojamiento de la bomba en la camisa de producción.
2.6.4.2 Comportamiento de entrada de fluidos en la bomba jet
La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo
cuando hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de
fluidos. Este comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para
entregar sus fluidos.
Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo el bombeo
hidráulico tipo jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para
proporcionar la energía adicional requerida para levantar la producción hasta
la superficie.
2.6.4.3 Profundidad de asentamiento de la bomba
La profundidad de la bomba depende de la profundidad de las formaciones
productoras y el nivel de fluido que alcance a la altura de la bomba. La
bomba se coloca en el interior de la camisa de producción.
2.6.5 PROBLEMAS CON EL BOMBEO JET
2.6.5.1 Cavitación
La cavitación es el desgaste producido por la implosión de las burbujas de
gas o vapor al sufrir un cambio de presión (cambio de estado, de vapor o
gas a líquido), provocando cargas puntuales en las paredes de la garganta
(presión de vapor).
25
2.6.5.2 Taponamiento de boquilla (nozzle)
Por la presencia de sólidos en el fluido motriz, se tapona el área de la
boquilla, incrementando la presión de operación, debiéndose reversar la
bomba a superficie, realizar limpieza e inspección del área de la boquilla,
verificar que no exista picaduras que ocasionarían distorsión del sentido de
flujo y desgaste abrasivo en la garganta.
2.6.5.3 Pérdida de producción
Se debe evidenciar que los parámetros de medición y control de la
producción en superficie estén bien calibrados antes de reversar la bomba
jet, una de las causas más comunes para la pérdida de producción son:
Taponamiento con sólidos del dischargebody.
Taponamiento con sólidos de la garganta.
Cavitación de la garganta.
Desgaste abrasivo de la garganta.
Para lo cual se debe reversar bomba, inspeccionar visualmente, y de
encontrarse sólidos entregar a la compañía operadora.
2.6.5.4 Falta de aporte
Es mandatorio verificar que los parámetros de operación de superficie,
barriles de inyección, presión de operación, estén de acuerdo al diseño de la
bomba jet utilizada, evidenciar el no incremento de nivel en los tanques ni
incremento de altura en el separador de prueba.
Si el diseño permite el incremento a la presión máxima de operación se lo
debe realizar para verificar la no aportación del pozo, de establecerse las
26
mismas condiciones informar al personal de la operadora para programar la
recuperación y comprobar su diseño.
2.7 BOMBA PISTÓN
Las Bombas Hidráulicas tipo Pistón para trabajo en el fondo se componen de
dos secciones básicas la motriz y la del embolo que bombea. Ambas
unidades son de carrera reciprocante.
2.7.1 FUNCIONAMIENTO
A medida de que la parte motriz suba, el embolo que bombea, también sube
llenando el inferior de su cilindro, debajo de la parte motriz, con una carga de
producción.
Cuando la parte motriz hace su carrera descendente, el embolo también baja
desplazando el fluido producido desde su cilindro.
27
Figura 2.8 Bomba Pistón
(Manual de Bombeo Hidráulico, 2006)
La acción de bombeo es la misma como en una bomba mecánica de varillas,
ya que tiene el cilindro, el embolo, la válvula móvil y la válvula de pie. Sin
embargo, al no tener ninguna conexión mecánica con la superficie, muchas
de las limitaciones del bombeo mecánico se eliminan.
28
2.7.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
No tiene limitación en cuanto a profundidades, puede levantar grandes
caudales desde grandes profundidades.
Se puede aplicar a pozos desviados
El fluido motriz puede ser provisto desde grandes longitudes.
Es posible ajusta a diferentes rata de declinación
Es posible utilizar gas o electricidad como fuente de poder
Las bombas pueden ser recuperadas por hidráulicamente.
Se las puede utilizar en pozos con bajas presiones de fondo fluyente
Es aplicable para completaciones múltiples
Son menos frecuentes los problemas de corrosión en las tuberías
No se requiere de taladro de reacondicionamiento para el cambio de las
bombas
Produce mayores caudales desde grandes profundidades
El bombeo hidráulico es aplicable en pozos verticales, horizontales y
direccionales
En la actualidad se utilizan varios diseños de bombas hidráulicas
Aunque todas tienen el mismo principio operativo en general cada
fabricante ha desarrollado su propio diseño.
2.7.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
Se requiere un alto volumen de crudo para el circuito cerrado de fluido
motriz
La presencia de sólidos en el fluido motriz ocasiona problemas en las
bombas
Requiere alta potencia hidráulica
Susceptible a problemas por la presencia de gas
Alto costo en sus instalaciones.
29
2.7.4 ENSAMBLAJE DE FONDO DE PRODUCCIÓN (BHA).
Instalaciones de bomba libre permiten la circulación de la bomba hacia la
superficie, lo que requiere de un conjunto de fondo de pozo adherido a la
tubería en la profundidad de instalación de bomba deseada. La función
principal del BHA es recibir a la bomba, sellar el espacio entre el tubing y el
casing que se conoce como espacio anular a través de una empacadura. El
conexionado del BHA (bottom hole asembly) estándar es; caja (box) hacia
arriba y pasador (pin) hacia abajo la rosca 8 rd, EUE, el diseño del BHA
puede alojar configuraciones para sistemas de fluido motriz abierto o
cerrado.
30
Figura 2.9 Ensamblaje de Fondo (BHA)
(Manual de Bombeo Hidráulico, 2006)
2.7.5 EVALUACIÓN DEL POZO
Previo a la implementación de un nuevo sistema de levantamiento, es
necesario realizar una evaluación del pozo mediante bombeo jet, para
adquirir datos reales y confiables como: presión de reservorio, presión
fluyente, producción y BSW, datos muy importantes, que permiten el diseño
de cualquier sistema de levantamiento artificial. (SERTECPET, 2010)
CASING
TUBING
CAVIDAD
X - OVER
TUBO DE SEGURIDAD
EMPACADURA
CAMISA
TAPON
NAPO "U"
NAPO "T"
HOLLIN
CAMISA
CAMISA
EMPACADURA
31
2.7.5.1 EVALUACIÓN CON UNIDAD DE BOMBEO Y BOMBA JET
Para evaluar un pozo, lo ideal es con una unidad de prueba de producción
móvil (MTU), que efectúa las funciones desarrolladas por una estación
central de fluido motriz.
El fluido inyectado a presión, proporciona la energía necesaria para operar
la unidad de fondo, que levanta los fluidos del pozo hasta la superficie.
(SERTECPET, 2010)
Figura 2.10 Unidad de Prueba de Producción Móvil (MTU)
(Manual de Bombeo Hidráulico, 2006)
2.7.5.2 VENTAJAS DE LAS EVALUACIONES A POZOS CON UNIDADES
MTU
No es necesario almacenamiento para fluido motriz.
Mide la cantidad de gas.
Mide la cantidad de fluido.
Se puede desplazar la producción hasta la estación.
Fluido motriz es limpio no daña la formación.
32
Es una unidad compacta ideal en locaciones pequeñas.
La separación de fluido (petróleo, agua, gas) es óptima.
(SERTECPET, 2010)
2.8 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ
EN SUPERFICIE
Es esencial el acondicionamiento del fluido motriz en superficie para el
sistema de bombeo hidráulico, la función fundamental es proporcionar un
fluido apropiado y continuo para la operación de las bombas de subsuelo jet
y pistón.
La prolongación del tiempo de vida útil así como la eficacia de las bombas
en gran medida depende del acondicionamiento del fluido en superficie, al
momento de suministrar un fluido limpio, generando un balance económico
positivo a corto plazo. Independientemente el fluido motriz utilizado es crudo
o agua. (SERTECPET, 2010)
2.8.1 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ
CENTRALIZADO
Consta de un separador, una bota de gas, un tanque de decantación similar
al tanque de lavado, un tanque de almacenamiento o surgencia y las
bombas de fluido motriz.
Un sistema centralizado para acondicionar el fluido motriz trata dicho fluido
para uno o más pozos, para eliminar el gas y sólidos en un solo lugar.
El fluido acondicionado se presuriza mediante una poderosa bomba a pistón
y luego pasa por un distribuidor, para luego dirigirse hacia el o los pozos del
sistema.
33
El diseño del sistema de tratamiento supone que, los separadores normales
y tratadores térmicos han entregado un petróleo casi libre de gas, de la
calidad que sería usual en el tanque de almacenamiento para el sistema de
tratamiento.
El tanque de decantación para el fluido motriz en este sistema es de una
altura de 36 pies, y 24.680 BBLS. El nivel de fluido proporciona
generalmente la presión hidrostática necesaria para la succión de la bomba
de carga. El caudal determina el dimensionamiento del tanque.
El propósito básico del tanque de decantación es separar los sólidos del
fluido motriz que no hayan sido eliminados del sistema de flujo continuo por
el separador de producción. Entonces, se lo utiliza como fuente de fluido
motriz para la bomba en el fondo del pozo.
En un tanque de fluido estático, todo material extraño que sea más pesado
que el fluido en sí tiene que asentarse en el fondo. Algunas partículas, como
por ejemplo, la arena muy fina, caerán más lentamente que los sólidos más
pesados.
Estos factores, más los relacionados con la resistencia por viscosidad,
influyen en el ritmo de la separación. Sin embargo, con el tiempo, todos los
sólidos y líquidos más pesados han de asentarse, dejando una capa de
fluido limpio.
En un sistema real de fluido motriz no es práctico, ni tampoco es necesario,
contar con el suficiente espacio en el tanque para ésta decantación bajo
condiciones totalmente estáticas. Más bien, el tanque debe permitir el retiro
continuo y automático del caudal requerido.
Se logra una decantación suficiente bajo estas condiciones cuando el flujo
hacia arriba pasa a través del tanque de decantación que se mantiene a una
34
velocidad apenas inferior a la velocidad de caída de los materiales
contaminantes. (SERTECPET, 2010)
2.8.2 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO EN EL CABEZAL DEL POZO
Una planta de energía para el lugar donde se encuentra el pozo, es un
paquete completo de componentes, instalado en el pozo o cerca de él que
cumple las mismas funciones que sistema de fluido motriz centralizado. Es
decir que proporciona fluido motriz limpio, sin gas, a una presión adecuada
para la bomba triplex y la de subsuelo. Los componentes básicos son: un
separador horizontal, un separador vertical, una o más centrífugas ciclónicas
(desarenadoras) para eliminar los sólidos una bomba de fluido motriz en
superficie.
Estas unidades son portátiles, requieren un mínimo de mano de obra y
materiales para su instalación y eliminan la necesidad de la planificación
detallada y a largo plazo que se requiere para un sistema central.
Son bastantes versátiles y pueden proporcionar acondicionamiento del fluido
motriz para más de un pozo. Las unidades de fuerza y acondicionamiento en
el sitio del pozo siempre se lo utilizan como una configuración abierta de la
tubería del fluido motriz.
Estas unidades tienen una característica que es similar a un sistema central
cerrado: el fluido motriz se contiene en el sitio de pozo. Toda la producción y
únicamente una pequeña porción del fluido motriz de las desarenadoras
ciclónicas se mandan por la línea de flujo hasta la batería del tanque. Así, se
simplifica la comprobación del pozo, y el fluido motriz no aumenta las cargas
sobre las instalaciones superficiales de tratamiento en la batería de tanques.
Este sistema se utiliza en la actualidad para las evaluaciones de pozos.
(SERTECPET, 2010)
35
Figura 2.11 Sistema centralizado de fluido motriz
(Dresser Oil tool, 1999)
2.9 EQUIPOS DE SUPERFICIE
Este sistema de bombeo hidráulico desempeña un papel importante en el
sistema de levantamiento artificial, exige un cuidado al instalar estos equipos
fabricados con precisión para asegurar su funcionamiento apropiado, utiliza
los líquidos producidos que este a su vez transmite la potencia hasta la
unidad de producción en el subsuelo, en la que proporciona la energía
necesaria para poder operar la unidad y que este a su vez levanta los fluidos
del pozo hasta la superficie. (Morillo, 2010)
Dentro de los cuales, les podemos detallar a continuación:
36
Tanque de almacenaje para el fluido motriz y facilidades de
deshidratación
Bombas de alta presión
Manifold ó múltiple central
Línea de alta presión y línea de baja presión
Cabezal del pozo
Válvula de control de flujo
Válvula de control del pozo
Lubricador
Líneas de alta y baja presión
Válvulas de paso
Turbina de caudal
Cuenta barriles
Manómetros de alta y baja presión
Separador horizontal y vertical
Bota de gas
(Morillo, 2010)
37
Figura 2.12 Equipo de superficie
(Manual de Bombeo Hidráulico, 2006)
2.9.1 TANQUE DE ALMACENAJE PARA EL FLUIDO MOTRIZ Y
FACILIDADES DE DESHIDRATACIÓN
Para un buen desempeño del bombeo hidráulico depende de la utilización
apropiada del fluido motriz que será empleado como energía para mover la
bomba en el subsuelo, los tanques de almacenamiento deben proveer
durante las veinte y cuatro horas para abastecer el fluido motriz hacia los
pozos.
Si el fluido motriz es petróleo se realizará por deshidratación química,
eléctrica o combinada, para eliminar las partículas de agua. Se debe eliminar
impurezas de metal, sedimentos como arena entre otras cosas, esto se
realiza para descartar problemas durante las operaciones.(Morillo, 2010)
38
Figura 2.13 Facilidades de producción en plataformas multipozos
(Morillo, 2010)
2.9.2 BOMBAS DE ALTA PRESIÓN
Estas bombas pueden ser: Triplex, Quintuplex, las mismas que están
diseñadas para proveer el fluido motriz para pozos que utilizan este sistema,
estas bombas son fabricadas por diferentes fabricantes. Su función es de
subir petróleo líquido a alta presión, utilizan émbolos y camisas de metal a
metal y válvulas de bola y si el fluido es agua se usa émbolos y camisas
empaquetadas, válvulas de disco, líneas de descarga de las válvulas de
alivio y control de contrapresión. (Morillo, 2010)
39
Figura 2.14 Componentes de las MTU
(Morillo, 2010)
2.9.3 MANIFOLD (MÚLTIPLE CENTRAL)
Es un conjunto de válvulas que permiten a la alineación de las líneas de
inyección, retorno al separador de la unidad y hacia la estación de proceso
permitiendo la evaluación de los pozos que utiliza el bombeo hidráulico
individualmente, este volumen desviado se controla mediante una válvula
situada en el múltiple, esta se mide con un medidor ubicado en la tubería de
carga múltiple. Cuando se prueba un pozo, la tubería del múltiple es
arreglada para que los fluidos de los pozos pueda ser desviada a través del
medidor, cabe mencionar que se instalara para cada pozo un registrador de
presión en la línea de fluido motriz.
40
Figura 2.15 Representación de un manifold
(Morillo, 2010)
2.9.4 LÍNEAS PARA INYECCIÓN Y PRODUCCIÓN
Para el trabajo del bombeo hidráulico hay dos tipos de línea:
Líneas de inyección (alta presión)
Líneas de retorno del cabezal o producción (baja presión)
2.9.4.1 Líneas de inyección
Generalmente son líneas de 2” de conexión rápida mediante universales de
golpe que deben ser probadas a una presión de hasta 5.000 PSI, y permiten
la inyección del fluido motriz, que deberá ser inyectado al pozo desde el
tanque de almacenamiento o separador hasta el cabezal del pozo.
41
2.9.4.2 Líneas de retorno o producción
Son líneas con tubería de class ANSI 300 con un rango de presión de
operación por diseño de 725 PSI se encuentran instalados desde la salida
de producción del pozo hasta la estación de almacenamiento.
Figura 2.16 Líneas individuales de fluido motriz de los pozos
(Morillo, 2010)
2.9.4.3 Cabezal de pozo
Todo pozo posee un cabezal, dentro del bombeo hidráulico los cabezales de
pozo tienen el mismo sistema de funcionamiento.
El cabezal de pozo posee una válvula MASTER, está conectada
directamente con la sarta de la tubería (tubing) y la tubería de revestimiento
(casing), con las líneas de inyección y producción, la válvula MASTER
maneja el movimiento de cualquier fluido (motríz o retorno) en cualquier
sentido dentro del pozo.
42
Existen dos tipos de cabezales de pozo:
Cabezal de pozo con válvula de cuatro vías
Cabezal de pozo de tipo árbol de navidad
(Morillo, 2010)
2.9.4.4 Cabezal de pozo con válvula de cuatro vías
Sirve para controlar la dirección del fluido motriz que acciona la bomba del
pozo.
Los pasos a seguir son:
Mover palanca hacia arriba, reversar la bomba. Dirige el flujo hacia abajo
por el espacio anular para que empuje o saque la bomba por la tubería
de inyección hasta la superficie.
Mover palanca intermedia, válvula circula (bypass), es para hacer circular
el pozo, 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 el pozo
Mover palanca hacia abajo, el fluido motriz baja por la tubería de
inyección para activar y accionar la bomba, pozo produciendo.
(Morillo, 2010)
43
Figura 2.17 Cabezal de pozo con válvula de cuatro vías
(Morillo, 2010)
2.9.4.5 Cabezal de pozo de tipo árbol de navidad
Este cabezal esta armado por tres secciones que son: A, B, C que están
provistos por una válvula máster que está conectada directamente a la sarta
del tubing y la tubería de revestimiento, con las líneas de inyección y
producción, la válvula máster de 3 1/8” x 5.000 PSI dirige el movimiento de
cualquier fluido (motriz o retorno) en cualquier sentido dentro del pozo. Las
válvulas de inyección por el tubing generalmente son de de 2 1/16” x 5.000
PSI y las de retorno son de 2 1/16” x 3.000 PSI.
44
Figura 2.18 Cabezal de pozo de tipo árbol de navidad
(Morillo, 2010)
2.9.4.6 Válvula de control de flujo (VRF)
La función principal de regular el caudal y la presión de inyección para a
operar la bomba de subsuelo jet o pistón en las condiciones de diseño está
instalada entre la válvula block y el cabezal.
Las válvulas reguladoras de flujo que normalmente se dispone en el
mercado son:
OILMASTER 2.400 BPD
GUIBERSON 3.500 BPD
KOBE 5.000 BPD
45
Figura 2.19 Componentes de la línea de alta presión
(Morillo, 2010)
2.9.4.7 Lubricador
Es una herramienta que se utiliza en operación que requiere o no unidad de
slick line su función es conectarse con el cabezal, en operaciones con slick
line permite el alojamiento de la sarta de pesca para el ingreso al pozo y la
recuperación de la misma con las herramientas, para operaciones sin unidad
de slick line sirve cuando se quiere desplazar y reversar la bomba sin
contaminar el medio ambiente haciendo fácil la operación del cambio de
bomba y reducir el peligro de trabajar con hueco abierto.
46
Figura 2.20 Diagrama para sacar y desplazar la bomba hacia el pozo
(Petroamazonas EP, 2012)
2.9.4.8 Válvulas de paso
Generalmente son válvulas de bola de cierre positivo de 1”, las más
utilizadas que permiten forman un circuito hacia el lubricador no son iguales
aunque su principio es el mismo de apertura y cierre, estas son:
2.9.4.8.1 Válvulas mariposa
Son de tipo aguja se cierra con varias vueltas, impidiendo el flujo (sentido
anti horario)
2.9.4.8.2 Válvulas de tipo block
Es de rápida acción sirven para aperturas y cierre rápidos, su trabajo es en
apertura y cierre con giro de 90.
47
2.9.4.9 Turbina de caudal
Las turbinas utilizadas son de 2” con un rango de medición de fluido de
1.300 BPD a 13.000 BPD , su funcionamiento se basa el giro de los alabes a
gran velocidad, producido por la energía cinética del fluido motriz
presurizado, las pulsaciones que producen los alabes de la turbina se
transmiten a un sensor magnético que electrónicamente contabiliza el flujo y
permite la lectura de barriles por día y a su vez puede totalizar el caudal
desplazado, la turbina se instala en la línea de inyección.
2.9.4.10 Cuenta barriles o MC - II (meter flow control)
Es un instrumento electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que
se producen en el interior de la turbina, facilitando leer exactamente el
número de barriles inyectados hacia la bomba, este elemento es portátil y no
se encuentra instalado en la locación. (Morillo, 2010)
2.9.4.11 Indicadores de alta y baja presión
Debido a los diferentes rangos de presión de operación, es necesario
conocer la presión tanto en la inyección como en el retorno, los manómetros
que se utilizan son de 5.000 y 600 psi para alta y baja presión.
2.9.4.12 Separador vertical
Es donde los fluidos ingresan a un recipiente acumulador y amortiguador. El
propósito del recipiente acumulador & amortiguador es evitar que el gas
excesivo ingrese al filtro ciclónico de arena.
El separador vertical también sirve como cámara de compensación en caso
que el recipiente se viera expuesto a un oleaje de alta presión desde el pozo.
Impide que tal oleaje sea transmitido hasta el filtro ciclónico de arena ni al
recipiente de acondicionamiento. (Morillo, 2010)
48
2.9.4.13 Separador horizontal
Es un recipiente de almacenamiento para reacondicionamiento de fluidos
que separa el petróleo, agua y gas. El fluido en exceso por las bombas en
superficie y subsuelo se descarga del recipiente mediante una válvula
especificada para descarga de petróleo y agua.
Si el nivel del fluido este previamente calibrado y llega a diferenciarse
notablemente unas 5 pulgadas de la parte superior del recipiente de
acondicionamiento de fluidos, este fluido pasa a una línea de rebose y sale
del recipiente. Este exceso de fluido se traslada a un tubo que conduce
hacia la línea de flujo y la batería de tanques de almacenamiento.
El fluido motriz en el recipiente de acondicionamiento realmente no es
suficiente el tiempo de retención para un asentamiento significativo de las
partículas sólidas que están en los fluidos, por tal razón el filtro ciclónico
debe lograr la mayor parte para la separación de sólidos. Por esta razón es
importante instalar, dimensionar, controlar y operar dichos filtros
correctamente, porque de eso depende el funcionamiento de todo el
sistema.
Una vez que esté funcionando el sistema hidráulico, se descargan los fluidos
que excedan de lo requerido por las bombas en superficie y subsuelo, desde
el recipiente para acondicionamiento de fluido a través de la válvula para
descargar el petróleo o a través de la válvula cuando la descarga sea
principalmente agua.
La cantidad de fluido descargada del recipiente de acondicionamiento se
controla mediante la diferencia de presión entre el recipiente de
acondicionamiento y la presión de la línea de flujo. El nivel de líquido en el
recipiente de acondicionamiento se mantiene en un nivel suficiente alto para
poder abastecer a la bomba multiplex de una cantidad adecuada de fluido
limpio para un buen funcionamiento del sistema. (Morillo, 2010)
49
Figura 2.21 Componentes de la unidad de bombeo MTU
(Morillo, 2010)
2.9.4.14 Bota de gas
La bota de gas es parte del tanque del petróleo motriz siendo su propósito
primordial el de proporcionar una última separación de gas y de petróleo,
para que el petróleo se encuentre estable a presión atmosférica. (Morillo,
2010)
50
Figura 2.22 Tanque de petróleo incorporado bota de gas
(Triboil, 2010)
3. METODOLOGÍA
51
El principal propósito que se tiene planificado alcanzar con la ejecución de
este proyecto, es analizar la factibilidad del cambio de fluido motriz agua por
crudo y elevar la capacidad de tratamiento de deshidratación de crudo en el
Campo Coca.
Debido a la cercanía geográfica del sitio de trabajo, el conocimiento de los
campos así como también el estar en contacto y operando los equipos nos
ha llevado a buscar la manera de aportar con la consecución de un proyecto
que se ha venido postergando por diversas circunstancias y sobre todo
ahora que en este campo se está por iniciar la etapa de Perforación con lo
cual el proceso de tratamiento de crudo en esta estación se verá limitado y
aquello será motivo de pérdidas económicas para la empresa.
Y para conseguir que este proyecto se lo vea como una posibilidad de
ejecución real, toda la información que sustenta está basada en los datos
históricos disponibles en este Campo.
Los métodos y técnicas a utilizar en la ejecución de cada una de las tareas,
estarán respaldadas en base a los procedimientos estandarizados que
maneja la empresa, garantizando la calidad técnica, la seguridad personal,
de equipos y medio ambiental.
Para plantear la alternativa de desarrollar este proyecto se lo ha hecho luego
de analizar el comportamiento del proceso de tratamiento que al momento
maneja este campo, llegando a la conclusión que si vamos a incrementar la
producción de crudo debido a la implementación de la campaña de
perforación en este campo, la capacidad de tratamiento de la estación se
verá limitada por la baja eficiencia del sistema en las condiciones actuales.
52
3.1 GEOLOGÍA DE LA CUENCA ORIENTE
La Cuenca Oriental Ecuatoriana se encuentra ubicada al Este de la
Cordillera de los Andes, entre 77º45' y 75º15' de Longitud Occidental, 0º15'
de Latitud Norte y 4º30' de Latitud Sur.
Figura 3.1 Mapa de ubicación de la cuenca oriente
(Petroamazonas EP, 2012)
3.2 GEOLOGÍA REGIONAL
La cuenca oriental ecuatoriana se extiende desde Venezuela hasta
Argentina ocupando un área de 100.000 Km2 aproximadamente, que se
extiende sobre 6.400 Km., y que separa el cinturón orogénico andino del
Cratón Sudamericano. La Cuenca Oriente tiene una extensión de 37.000
Km2, está limitada al Norte (Colombia) por el umbral o saliente de Vaupés, al
Sur (Perú) por el Arco de Contaya, al Este por el Escudo Guayano –
Brasileño, y al Oeste por la Cordillera de los Andes, en Colombia la cuenca
toma el nombre de Cuenca del Putumayo, y en Perú se la denomina Cuenca
del Marañón.
53
La cuenca ha tenido influencia del Borde Activo Andino, que experimenta la
subducción de la placa oceánica de Nazca bajo la placa continental
sudamericana, y que ha tenido su incidencia al menos desde el Jurásico
(Megard 1978, Jaillard 1990). Representa una cuenca asimétrica con un eje
aproximado N – S y con la presencia de buzamientos marcados en el flanco
oeste y suave en el flanco este. Se registran depósitos que van desde el
Paleozoico hasta el Cuaternario, la profundidad de la cuenca aumenta
estratégicamente de este a oeste y de norte a sur – suroeste (M. Díaz, 1999)
por medio de esfuerzos transpresivos que están actuando desde el
Cretácico Terminal y que han provocado la emersión de la Cordillera Real,
se ha dado la estructuración de esta cuenca y la formación de antepaís.
El basamento de la cuenca está constituido por rocas precámbricas
metamórficas sobre las cuales se depositaron sedimentos Paleozoicos y
Mesozoico Inferior de la plataforma Epicontinental (Formaciones Pumbuiza,
Macuma, Santiago) durante varias transgresiones marinas (Baldock J.
1982). Las formaciones continentales del Mesozoico Superior (Formaciones
Chapiza, miembro Misahuallí), las cuales fueron sucedidas por una
transgresión marina, durante la cual se depositaron sedimentos Cretácicos
(Formaciones Hollín, Napo, Tena Inferior). Los sedimentos Cenozoicos
(Formaciones Tena Superior, Tiyuyacu, Chalcana, Orteguaza, Aranjuno,
Chambira, Mesa y Mera) provenían del oeste de la cuenca, llegando a un
espesor de 1.500 a 2.000 m (Plataforma Tiputini), y de 2.500 a 4.000 m en el
centro de la cuenca.
Es evidente que el período más importante de depositación para la
generación y acumulación de hidrocarburos en la cuenca fue durante el
Cretácico, en la cual las estructuras predominantes para el entrampamiento
de los hidrocarburos constituyen anticlinales, generalmente limitados por
fallas, que les dan el carácter de trampas estructurales combinadas. Las
zonas de interés netamente económico en la actualidad están referidas al
ciclo deposicional del Cretáceo, debido a que la producción de petróleo se
54
da en las areniscas de las formaciones: Hollín, Napo, y marginalmente de la
formación Tena y hay la posibilidad de depósitos de gas en formaciones
Pérmico – Carboníferas.
3.3 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
3.3.1 BASAMENTO PRECÁMBRICO
Las rocas de edad Precámbrica componen los escudos de Guayana y Brasil.
En algunos pozos de la cuenca oriental se encontraron rocas cristalinas, las
cuales se adjudica generalmente al Precámbrico.
Metamórficas: en los pozos Marañacu y Cancrio, Tiputini Shell, en esta
ultima están directamente cubiertos por la Hollín pero es incierto si ellas
representan a las rocas cristalinas precámbricas del escudo Guayanés, que
está expuesto en la parte sureste de Colombia. Granitos en Cofanes 1, San
Roque 3, Auca 2, Tivacuno 1, Oglan A-1
3.3.2 FORMACIÓN PUMBUIZA (SILURICO - DEVONICO)
Su afloramiento se localiza a lo largo del río Pumbuiza en la parte norte de la
cordillera del Cutucú desde su nacimiento hasta la desembocadura con el río
Macuma. Afloran pizarras grises a negras, en algunos lugares grafitosas,
areniscas cuarcíticas duras de grano fino y conglomerados de color gris
oscuro con clastos subangulares a subredondeados muy compactos y matriz
silícea, estas rocas han sufrido fuerte plegamiento y fallamiento, no se
conoce el espesor ni la base de la formación, pero esta discordantemente
sobrepuesta por calizas carboníferas de la formación Macuma. El análisis
geofísico se puede interpretar que se encuentra en discordancia angular con
el basamento cristalino. Reportes de fósiles braquiópodos (Língula) admiten
una edad Paleozoico Pre–Carbonífero (Siluriano–Devoniano), el ambiente
de depositación es marino costanero, de acuerdo a los análisis palinológicos
la extensión original de ella también es desconocida.
55
3.3.3 FORMACIÓN MACUMA (CARBONÍFERO-PÉRMICO
Los afloramientos se encuentran en el cerro Macuma, al norte de la
cordillera del Cutucú y fueron los geólogos de la Shell quienes la nombraron
y la datan como del carbonífero y se encuentra en discordancia erosional o
fallada con la formación Pumbuiza, esta discordancia aparece también en
ciertas secciones sísmicas en el norte de la cuenca igualmente en el norte
del levantamiento del Cutucú ,tiene un contacto discordante con la formación
Chapiza suprayacente, lo que sugiere que la formación Santiago se acuña y
desaparece en el área del cerro Macuma.
Los geólogos de la compañía Shell midieron un espesor aproximado de
4500 pies (1375 metros), Tschopp (1953) separa a esta formación en dos
miembros:
El Miembro Inferior se compone de un conglomerado cuarcítico gris
verdosos muy compacto sin porosidad y permeabilidad. Intercalaciones
de calizas silíceas de color gris oscuro muy fosilífero con lutitas
pizarrosas y esquistos arcillosos, la potencia de esta sección oscila entre
los 150 y 200 m.
El Miembro Superior es una secuencia potente de capas delgadas de
calizas de color gris oscuro, pasando hacia arriba a margas y arcillolitas,
gradando en la parte superior a areniscas calcáreas.
La edad geológica determinada en base de macro y micro paleontología
indica que la parte inferior es Baschkiriano superior (Westfaliano A y B) y de
la parte superior es Moscoviano inferior (Westfaliano C), parte de la Macuma
podría ser Permiano, el estudio palinólogico da como resultado una alta
metamorfosis orgánica, la Formación Macuma se encontró en algunos pozos
por ejemplo en Macuma 1, Auca 3, Shushufindi 39 A, Guarumo 1, Sacha
profundo, en este ultimo el ambiente de depositación de acuerdo al análisis
litológico y del registro de dipmeter indica un ambiente transicional. En la
56
parte inferior lo sedimentos se depositaron a una profundidad aproximada de
0 a 30 pies y la superior que corresponde a calizas y lutitas se depositaron a
una profundidad de 90 a 300 pies, corroborando también en el análisis de las
curvas del registro GNT (Th-U)
3.3.4 MESOZOICO - JURASICO
3.3.4.1 Formación Santiago (jurásico inferior)
La formación Santiago, fue nombrada por los geólogos de la Shell y sus
afloramientos tipo correspondientes a la parte superior de la formación están
en el Río Santiago (Cutucú Sur), (hacia el lado este de la formación), donde
se presenta como una secuencia de calizas silíceas de color oscuro, lutitas
negras a veces bituminosas y areniscas con cemento calcáreo, de grano fino
hasta grueso, de color gris dispuestas en capas delgadas de 1 a 0.50
metros, además en el lado oeste, la formación empieza a ser mas volcánica
con abundantes intercalaciones intraformacionales de brechas, tobas,
intrusiones porfiríticas y diabasas submarinas. Un cambio de facies similar
es aparente en el norte del Perú entre el grupo Pucara en el este y el grupo
Zana en el oeste (Cobbing, et, al, 1981) formación se extiende al sur hacia el
Perú, pero no es conocida en el resto del Ecuador. Su límite norte forma una
discordancia erosional comprobada por los pozos Cangaime 1 y Macuma 1.
La columna estratigráfica en el Río Mangozisa presenta en la parte inferior
calizas silíceas con vetas secundarias de calcita intercaladas por limolitas,
areniscas y lutitas: en la parte superior se encuentran areniscas de color gris
claro de grano muy fino con poca porosidad y algo limolítica, es pobremente
fosilífera, se encontraron amonites de genero arietites, asignados a la edad
jurásico inferior, Sinemuriense (Liásico); además pelecípodos, restos de
peces, radiolarios indeterminables.
La secuencia esta intrincadamente plegada y fallada, pero su potencia está
entre 1500 a los 2700 metros. La base no está expuesta y los afloramientos
de la Pumbuiza y Macuma están directamente sobrepuestos por capas rojas
57
Chapiza en el este, pero al oeste la Santiago esta directamente cubierta por
rocas indiferenciadas del Albiano grupo cretácico superior del Grupo Limón
(equivalentes a las formaciones Hollín, Napo y Tena).
La Formación Santiago fue atravesada por el pozo Sacha Profundo 1 en
donde de acuerdo a su litología y a la relación Th-U >2 corresponde a un
ambiente marino y depositado a una profundidad mayor de 300 pies, análisis
geoquímicos indican que son muy buenas rocas madres.
De acuerdo a Rivadeneira y Sánchez, (1989), tomado del documento: “La
Cuenca Oriente: Estilo tectónico, etapas de deformación y características
geológicas de los campos de Petroproducción, por Rivadeneira Marco y
Baby Patrice: “ existe al norte de la cuenca oriental una formación
equivalente lateral continental de la formación Santiago y es la formación
Sacha, la que tiene una edad Triásica determinada a partir de estudios
palinológicos en las capas rojas localizadas inmediatamente sobre los
sedimentos de la formación Macuma. Esta formación esta conservada en
grabens o semigrabens”
3.3.4.2 Formación Chapiza – Misahualli (jurasico medio – cretácico
inferior)
La formación Chapiza fue denominada así por los geólogos de la compañía
Shell, por encontrarse presentes sus afloramientos a lo largo del Río
Chapiza, de acuerdo a la información tomada de los afloramientos se divide
en tres miembros: inferior, con capas rojas y verdes; medio con capas rojas
y superior, facies de lavas y piroclastos, denominada Misahuallí. El espesor
de la secuencia varía de 600 a 4500 metros, siendo las facies volcánicas
más predominantes hacia el norte. La formación Chapiza está expuesta en
muchos lugares de la zona subandina al sur del Ecuador (Montañas de
Cutucú) pero es ausente en el flanco oeste, donde la formación Santiago
esta sobre expuesta directamente por las areniscas de la formación Hollín.
58
Subyace a las rocas cretácicas de la región Napo – Galeras y las
intersecciones de las perforaciones indican que ella también subyace la del
cretácico – terciario en muchos lugares al Este del oriente, adelgazándose
hacia el Este, frente al Escudo Guyanés.
En el área tipo, la formación ha sido subdividida en tres (Tschopp, 1953):
La Chapiza Inferior roja y gris, con un espesor máximo de 1500 metros,
consiste de lutitas, areniscas y delgados horizontes de anhidrita, dolomita
y yeso, las evaporitas de la Chapiza inferior tienen una gran extensión en
el Perú, donde forman los numerosos diapiros de sal en la zona
subandina. Es posible que existan en el Ecuador tales diapiros
La Chapiza Media (máximo 1000 metros) comprende lutitas rojas y
areniscas sin evaporitas.
La Chapiza Superior (Misahualli), alcanza 2000 metros en espesor y
consiste de lutitas rojas, areniscas y conglomerados interestratificados
con tobas violáceas, grises y verdes, brechas tobáceas y basaltos.
Es de ambiente continental indicando las capas rojas una depositación tipo
litoral de clima árido, La base de la formación Chapiza es vista únicamente al
sur del Ecuador, subyace en contacto discordante a la formación Santiago
del Liásico (Sur del Cutucú) o sobre la Macuma del Carbonífero (norte del
Cutucú) indicando que la Santiago aparentemente se acuña ligeramente
entre Macuma y Chapiza. En el tope de Chapiza es marcada por el
recubrimiento Hollín pero la discordancia puede ser únicamente de
importancia local. Información palinológica indica que la Chapiza no solo
incluye el limite Jurasico — Cretácico, sino tiene un rango en edad hasta el
Neocomiense — Aptiano (Bristow y Hoffstetter, 1977).
Geólogos de la IRD, (Rivadeneira Marco y Patrice Baby) añaden dos nuevas
formaciones a la formación Chapiza: Formación Volcánica Misahuallí y
Formación Yaupi.
59
Formación Volcánica Misahuallí: “Su zona de afloramiento parece estar
restringida al sistema Subandino, es un equivalente lateral de los miembros
inferior y medio de la formación Chapiza (Jaillard, 1997). Está constituida por
acumulaciones volcánicas masivas y gruesas que forman parte del potente
arco magmático que corren desde el norte del Perú, hasta el norte de
Colombia. Según datos radiométricos, su edad abarca el intervalo Liásico
tardío – Jurásico superior temprano (Aspen etal., 1990, Romeufetal., 1995)”
3.3.5 CRETÁCICO
3.3.5.1 Formación hollín (albiano – aptiano inferior)
La Formación Hollín es el reservorio más importante del Oriente, entre la
formación subyacente Chapiza y Hollín, existe una discordancia angular con
excepción del flanco de los Cutucú Sur. “La Cuenca Oriente, Etapas de
deformación y características geológicas de los principales Campos de
Petroproducción, pagina 12”:
La Formación Hollín consiste de una arenisca blanca, grano grueso a medio,
en capas gruesas y a veces maciza, muchas veces con una estratificación
cruzada y presencia de ondulitas, intercalando con lentes irregulares de
lutita, Según la misión Alemana (1975) el ambiente que se formó Hollín es
continental con elementos marinos en su parte superior donde la
depositación tuvo lugar en aguas poco profundas sobre un ambiente extenso
de plataforma (lagunar o deltáica ) estando el origen de los detritos al este.
Tiene un espesor de 80 a 240 metros e incluye lutitas fracturadas, capas
guijarrosas delgadas, limolitas. Hacia el sur de la cuenca (cordillera del
Cutucú), el espesor es máximo y bastante grande en la parte central de la
cuenca (pozos Aguila y Tiguino) y en la región del domo de Napo; disminuye
hacia el oeste en la depresión tectónica de Mera – Puyo. Hollín está ausente
en la parte noreste de la cuenca (pozos Margaret, Vinita)
60
En esta formación se encontraron microfósiles, restos de plantas, lechos
carbonosos, presencia de pólenes de angioespermas, lo que permitió que
con dataciones palinólogicas determinar que la base de la formación Hollín
no es más antigua que la base del Aptiano superior. (Tschopp, 1953) divide
a esta formación en dos unidades informales: Hollín Superior (Hollín
secundario) y Hollín Inferior (Hollín principal)
3.3.5.2 Grupo Napo (albiano inferior – campaniano medio)
En el grupo Napo, el ambiente de sedimentación se vuelve netamente
marino. La transición de la Hollín a la Napo es rápida y la superposición
claramente concordante. La transgresión vino probablemente del sur o
suroeste, desarrollándose hacia el escudo cristalino, fue depositada en una
cuenca de orientación norte – sur o en un graben limitado por fallas con una
plataforma mucho menos profunda hacia el este, donde predominantemente
es de una facie más arenosa (orilla). En base de las facies de los
sedimentos Napo, se puede suponer que el mar Napo no tenía una
comunicación abierta hacia el oeste.
El Grupo empieza en el Albiano inferior y quizás es la secuencia más
importante en el Oriente Ecuatoriano, consiste de una sucesión de lutitas
negras y areniscas calcáreas. La formación varía en Etienne Jaillard en su
documento: “Síntesis Estratigráfica y Sedimentológica del Cretáceo y
Paleógeno de la Cuenca Oriental Ecuatoriana”, página 30 dice: “proponemos
sacar la unidad informal Hollín superior frecuentemente utilizada actualmente
de la formación Hollín Principal e integrarla a la formación Napo, bajo el
nombre de Arenisca inferior (Tschopp 1953) o Arenisca Basal. Las razones
de esta propuesta son las siguientes: 1)excepto en los pozos más orientales,
la Formación Hollín es bien diferenciable de la arenisca basal; 2) la Arenisca
Basal incluye una alta proporción de limolitas y calizas y es francamente
marina y 3) el carácter marino de la arenisca basal demuestra que pertenece
ya al ciclo sedimentario marino del Cretácico medio (parte inferior de la
61
formación Napo)” espesores desde menos de 200 metros a más de 700
metros (800 metros en el Cutucú). Tschopp en 1953 le dio el carácter de
formación y la dividió originalmente en tres unidades. Resultados de datos
más detallados de las exploraciones petrolíferas han permitido una
subdivisión más exacta, siendo esta dada por geólogos de ORSTOM — IRD,
Jaillard en 1997 da la categoría de grupo en el que constan 4 formaciones
de origen marino de aguas poco profundas:
Formación Napo Basal (Albiano inferior – Albiano Superior), descansa en
concordancia con la formación Hollín, posee un espesor promedio de 60 m,
está constituida por las areniscas basales, glauconiticas de grano fino a
medio, intercaladas con limolitas y calizas delgadas. La caliza “C”, de tipo
masivo, con lutitas en la base, las lutitas Napo basal de color negro, las
calizas “T” con intercalaciones de margas glauconíticas y las areniscas “T”.
La Formación Napo Inferior (Albiano superior – Cenomaniano Superior),
posee un espesor aproximado de 60 m, comprende la caliza “B” que son
calizas margosas de medio anóxico alternadas con lutitas negras; y las
Areniscas U y T, glauconíticas, masivas, a menudo divididas en dos y tres
miembros por niveles lutáceos, localmente con calizas. Hacia la zona
subandina cambian a facies de areniscas muy finas y limo – arcillosas.
Formación Napo Medio (Turoniano), tiene un espesor de 75 a 90 metros, es
una unidad calcárea marina, compuesta por las calizas “A” de color gris
oscuras a negras, ocasionalmente con cherts culminando con margas y
calizas, en cuya base ocasionalmente se desarrollan depósitos arenosos
conocidos como Arenisca “M-2”.
La formación Napo Superior (Coniciano inferior – Campaniano Medio),
alcanza 320 metros de espesor. De base a tope, comprende: una secuencia
de lutitas con intercalaciones de bancos calcáreos; la Caliza “M-1” integrada
por calizas y lutitas oscuras, la Arenisca “M-1 inferior”, que consiste de lutitas
con intercalaciones delgadas e intercalaciones de areniscas y la Arenisca
62
“M-1 masiva”, que es una secuencia grano – decreciente de areniscas
discordantes cubiertas por un delgado nivel lutáceo (Jaillard, 1997).
3.3.6 CENOZOICO (TERCIARIO)
3.3.6.1 Formación tena (maestrichtiano inferior paleoceno)
El Maestrichtiense empieza con un brusco cambio de facies, prescindiendo
de la zona M-1 en la parte este de la cuenca. Una discordancia angular entre
Napo y Tena no se puede observar en los afloramientos pero entre ambas
unidades hay un hiato de sedimentación correspondiente al Campaniano
superior y una erosión parcial. Litológicamente, la formación Tena consiste
esencialmente de lutitas abigarradas y pardo rojizas, con numerosas
intercalaciones de areniscas preponderantemente en las partes básales y
superiores. Cerca de la base se encuentran Cherts (estratos silicificados) y
hacia el tope conglomerados. Los colores rojos son la consecuencia de la
meteorización.
El espesor de la Tena alcanza los 1000 metros cuando esta conservada en
su totalidad (Cutucú). Al sur del río Pastaza, la misma sucesión fue
originalmente atribuida a la Pangui, pero este nombre es superfluo.
La edad de la Tena es en gran parte Maestritchtiense y abarca el límite
Cretácico – Terciario. La formación Tena es indicadora de un cambio
significativo de sedimentación Cretácica – terciaria en el oriente, marcando
una regresión marina y la emergencia de la naciente cordillera, cuya erosión
proveyó la principal fuente de material clástico a la cuenca del Oriente desde
el Maestritchtiense en adelante.
Jaillard en 1997 divide a esta formación en dos miembros:
a) Miembro Tena inferior: consiste en limolitas y areniscas rojas
continentales de grano fino, y descansan en concordancia sobre las
63
areniscas y limolitas “Tena basal” esta ultima constituye una superficie de
erosión, sobreyacida por areniscas o conglomerados,
b) Miembro Tena superior: consiste en limolitas y areniscas de grano más
grueso que el miembro inferior
Entre estos dos miembros existe un hiato de sedimentación.
3.3.6.2 Formación Tiyuyacu inferior (eoceno inferior a medio)
Geólogos franceses de la ORSTOM identificaron a partir de secciones
sísmicas una fuerte erosión intra — Tiyuyacu y diferenciaron dos
formaciones Tiyuyacu: una inferior y otra superior.
En el sistema Subandino norte, los afloramientos muestran que la formación
Tiyuyacu inferior consiste en conglomerados, areniscas y arcillas que
descansan en discordancia fuertemente erosiva sobre la formación Tena
inferior o superior. Las arcillas son generalmente abigarradas, rojo — verde
en la parte inferior y rojo — café azul — amarillento en la parte superior. Los
conglomerados presentan clastos de 6 a 7 cm. subredondeados a
redondeados y compuestos principalmente de Cherts y cuarzo lechoso y
menor proporción de rocas metamórficas (cuarcítas). La dirección de
paleocorrientes medidas a partir de imbricaciones de clastos, en
afloramientos del Sistema Subandino indica un sentido E y SE.
El ambiente sedimentario es de tipo fluvial y corresponde a ríos proximales
intermitentes o con larga estación seca (Marocco. R, et al., 1997). La
potencia de la Tiyuyacu inferior varía entre 100 y 500 metros.
Al sur del río Pastaza la secuencia equivalente se denominaba Cuzutca con
una litología ligeramente diferente: la base de la Cuzutca forman
conglomerados sobrepuestos por areniscas muchas veces glauconíticas y
piriticas y lutitas de color gris verde hasta rojo. En la parte media
64
preponderan areniscas cuarzosas marinas, mientras que el tercio superior es
formado por lutitas de color rojo, actualmente esta ha sido incluida dentro de
la Formación Tiyuyacu.
3.3.6.3 Formaciones Tiyuyacu Superior – Orteguaza - Chalcana (eoceno
medio - oligoceno)
La Formación Tiyuyacu superior presenta una base erosiva, la misma que
generalmente fue rellenada por areniscas o conglomerados. Al igual que la
formación Tiyuyacu inferior, está compuesta por conglomerados en la base y
arcillas y areniscas en el tope con la diferencia que los conglomerados son
esencialmente de cuarzo lechoso, translucido y muy poco Chert, con tamaño
de clasto que fluctúa entre los 2 y 3 cm. (Valdés, 1997), la potencia de esta
formación varía entre 100 y 200 metros.
La Formación Orteguaza yace sobre la formación Tiyuyacu superior y se
encuentra debajo de sedimentos continentales fluviales de la formación
Chalcana. Está constituida por una serie marina somera compuesta por
areniscas grises y verduscas y lutitas gris verdosas a negras.
Los únicos afloramientos descritos hasta la fecha (Marocco R., et al., 1997)
se pueden observar en el sistema Subandino norte (Río Aguarico). El color
negro o gris muy oscuro de las lutitas, su fisilidad y la presencia de nódulos
piríticos indican un ambiente reductor, como es el caso de una plataforma
marina interna.
En sísmica, el contacto Tiyuyacu superior — Orteguaza corresponde a un
fuerte reflector que marca el paso del ambiente continental a marino.
La edad de esta formación es atribuida al Eoceno medio — Oligoceno.
La formación Chalcana en su parte basal abarca el equivalente lateral en
facies continentales de la Formación Orteguaza y esta constituidas por
65
arcillolitas rojas y esporádicas intercalaciones de areniscas conglomeráticas,
el espesor es de 1100 metros, depositada en un ambiente continental.
Al sur del Río Pastaza, el equivalente de la formación Chalcana era conocido
como formaciones Pastaza inferior y medio, la formación Pastaza Inferior
suprayace a la Cuzutca, empezando con areniscas de grano grueso,
muchas veces conglomerática,
En la Pastaza medio, una gruesa y monótona secuencia de lutitas rojas de
gran espesor con intercalaciones de areniscas. En ninguna parte se
encontró la fauna “Amobaculites A” en la Pastaza medio. Posiblemente la
invasión de agua salobre a través del llamado “Portal de Marañón” que es
responsable para esta fauna, no alcanzó la región suroeste de la cuenca
ecuatoriana, se supone que esto es debido a que la secuencia Chalcana
estaba relacionada con la cuenca Orteguaza - Orito al norte y al sur
relacionada con facies del norte peruano.
3.3.6.4 Formaciones Arajuno - Curaray - Chambira (mioceno inferior-
plioceno
En la Formación Arajuno (Mioceno Inferior), las facies empiezan a volverse
otra vez más gruesas, probablemente con relación con movimientos de
ascensión de la cordillera Real. La secuencia empieza con areniscas y
conglomerados con un marcado contenido de hornblenda. La parte media de
la formación esta representadas por arcillas rojas, la parte superior por
areniscas con intercalaciones de lignito con una fauna de reptiles y moluscos
de agua dulce. La parte inferior de esta formación contiene material
tufogénico y bentonita. Una litología semejante muestra al sur del río
Pastaza la que se conocía como formación Pastaza superior en la que es
típico un cambio frecuente de facies vertical y lateral, el espesor de esta
formación varía entre 100 y 1000 metros
66
La Formación Curaray (Mioceno Inferior -Superior) está confinada al este del
Oriente, en donde subyace gran parte del terreno o cubierta por jungla bajo
delgadas capas aluviales. La formación consiste de una potente serie de
arcillas rojas verdosas y azuladas bien estratificadas, localmente se
encuentra yeso, alternando con horizontes de arenisca de grano fino,
horizontes tobáceos y carbonáceos ligníticos son comunes. Esta formación
contiene abundante fauna de agua dulce y ocasionalmente salobre. La
secuencia tiene por lo menos 750 metros de espesor y probablemente
representa un ambiente entre lacustre y de estuario comparado con las
condiciones de agua dulce de la gran formación mayormente sincrónica
Arajuno.
La Formación Chambira (Mioceno superior — Plioceno) (Ushpa, al sur del
Río Pastaza), es una secuencia no fosilífera de gran espesor (1000 — 1500
metros) de sedimentos elásticos gruesos, sobre yaciendo a la formación
Arajuno y transgrediendo a la formación Curaray. Se la ha dividido en tres
miembros, la intermedia es tobácea, pero la Chambira básicamente consiste
de un abanico de pie de monte y de sedimentos fluviales depositados
durante una intensa erosión de la cordillera al oeste del Oriente. Los estratos
equivalentes al sur del río Pastaza fueron originalmente denominados como
formación Ushpa, la que tiene una composición litológica similar a la
Chambira con un espesor de 1500 metros al este de la estructura Cangaime,
pero actualmente ha sido incluida dentro de la Chambira.
3.3.6.5 FORMACIÓN MESA (PLIO—PLEISTOCENO)
La formación Mesa (conocida anteriormente como Rotuno al sur del Río
Pastaza) comprende una serie de terrazas disectadas, compuestas de
depósitos elásticos de medio a gruesos, derivados de la continua erosión de
la sierra. La formación es más gruesa en la parte oeste, cerca de la
Cordillera (1000 metros), mientras que al este de la zona Subandina es de
apenas 100 metros de espesor, aunque todavía se encuentran varios
horizontes tobáceos. Las terrazas muestran evidencia de fallamiento y
67
levantamiento y están parcialmente cubiertas por depósitos Cuaternarios
posteriores.
3.3.7 CUATERNARIO
3.3.7.1 Formación Mera (cuaternario)
La formación Mera consiste de terrazas más jóvenes (topográficamente
inferiores) depósitos compuestos por abanicos de piedemonte del
Cuaternario, areniscas tobáceas y arcillas, las que postdatan al último
período importante de fallamiento y levantamiento, y están menos
disectadas que las terrazas remanentes de la formación Mesa (Rotuno).
Hacia el este, los sedimentos de las terrazas disminuyen en espesor,
tamaño de grano y altitud, eventualmente gradan transicionalmente hacia el
aluvión del cuaternario parcialmente re trabajado de las cuencas de drenajes
actuales.
68
Figura 3.2 Columna estratigráfica del oriente
(Petroamazonas EP, 2012)
3.4 HISTORIA GEOLÓGICA DE LA CUENCA ORIENTE
Entre los ciclos tectono-sedimentarios definidos en la historia geológica de la
cuenca oriente, se diferencian los del Pre-Cretácico, del Cretácico, del
Paleógeno y del Neógeno.
3.4.1 Pre-Cretácico
Las formaciones paleozoicas Pumbuiza y Macumason de poco interés en los
sistemas petrolíferos de la cuenca “Oriente”. Están en gran parte
erosionadas y aparecen principalmente en el substrato de los grabenes
triásicos y jurásicos. El Ciclo Sacha/Santiago (Triásico sup. –Jurásico inf.)
EEDDAADD FFOORRMMAACCIIÓÓNN DDEESSCCRRIIPPCCIIÓÓNN LLIITTOOLLÓÓGGIICCAA
QQ MESA
Terrazas de arcillas y arenisca tobáseas, Conglomerados
TTEE
RRCC
II AARR
II OO
MMII OO
CCEE
NNOO
––
PPLL
II OOCC
EENN
OO CHAMBIRA Arcillas, areniscas, conglomerados
CO
NT
INT
ARANJUNO Conglomerados, arcillas en partes
CHALCANA Arcillas, poca arenisca
MA
RIN
O
EEOO
CCEE
NNOO
––
OOLL
II GGOO
CCEE
NNOO
ORTEGUASA Lutitas pardas, poca arenisca
TIYUYACU Arcillas rojas, verdes, violeta, areniscas gruesas y conglomerado
CO
NT
INE
NT
.
CCRR
EETT
ÁÁCC
II CCOO
MMAA
AASS
TENA Arcilla roja y areniscas
MA
RIN
O M – 1 Arenisca blanca cuarzosa porosa,
permeable
AAPP
TT ––
SSAA
NNTT
NAPO “A” – Arenisca “U” – Caliza “B” – Arenisca “T” – Caliza
HOLLÍN Arenisca cuarzosa blanca
CO
NT
INE
NT
AL
JJUU
RRÁÁ
SSII CC
OO
MM UU
Misahullí
Flujos de lava, brechas, “Red Beds”, arcillas, y arenisca, poco conglomerado CHAPIZA
LL SANTIAGO Calizas y esquistos (bituminosos),
escasa arenisca
MA
RIN
O
PPAA
LLEE
OOZZ
OOII CC
OO
PPEE
NNSS
SS ––
PP
EERR
MM
MACUMA Caliza, lutita, dolomita, arenisca
DDEE
VV ––
MM
II SSSS
PUMBUIZA Lutita gris-negro
Esquisto, gneis, granito PP CC BASAMENTO
69
es equivalente de la Formación Pucara de Perú. Forma el relleno de los
grabens del “Corredor Sacha-Shushufindi” y aflora en el “Levantamiento
Cutucú”. Su potencial como roca madre está probado. Pudo haber
alimentado gran parte de los reservorios de la Formación Hollín. El Ciclo
Chapiza/Yaupi/Misahullí (Jurásico medio-Cretácico Basal) fue controlado
por el arco volcánico jurásico de orientación NNE-SSW, conocido desde el
Perú hasta Colombia. Sella en discordancia erosiva los grabenspermo-
triásicos y jurásicos. Puede constituir eventualmente un buen sello para
potenciales reservorios ubicados en los grabens.
3.4.2 CRETÁCICO
El Ciclo Hollín-Napo Inferior (Aptiano-Turoniano) está afectado por
pequeñas fallas normales - actualmente en gran parte invertidas que
controlaron la sedimentación de ciertos cuerpos arenosos conocidos como
excelentes reservorios. Debido a la inversión de las fallas normales, esos
cuerpos arenosos se encuentran ahora en los altos estructurales. En esa
época, la cuenca tenía una geometría bastante diferente de la cuenca actual;
se profundizaba progresivamente hacia el suroeste.
Los ciclos Napo Superior (Coniaciano-Campaniano) y Tena Inferior
(Maestrichtiano) son muy importantes en la historia de la cuenca “Oriente”.
Corresponden al inicio de la inversión de los grabens pre-cretácicos del
“Corredor Sacha-Shushufindi”. Todas las trampas petrolíferas de este
corredor estructural empezaron a desarrollarse durante esa época. Esta
primera etapa de inversión coincide con la fase de deformación compresiva
“Peruana” definida más al sur, y es contemporánea de la extrusión de
cuerpos volcánicos a lo largo del “Corredor Sacha-Shushufindi” (Punto
Caliente). En esa época, hubo también un importante levantamiento en el
centro oeste de la cuenca que originó una discordancia progresiva en la
Basal Tena.
70
3.4.3 PALEÓGENO
El Ciclo Tena Inferior (Paleoceno), limitado en su base por un hiato
sedimentario, se depositó en una cuenca que sufrió una intensa erosión en
su borde oriental al final del Paleoceno. Esta superficie de erosión, visible en
toda la cuenca, constituye la base del Ciclo Tiyuyacu Inferior (Eoceno inf. a
medio) que registró el inicio de la formación de la cuenca de antepaís
“Oriente” s.s. y probablemente la primera fase de deformación del “Sistema
Invertido Capirón-Tiputini”. La sedimentación de la Tiyuyacu Inferior provocó
el primer pulso de generación y de expulsión de hidrocarburos en la “Cocina
Auca” y en la “Cocina Bermejo”. El Ciclo Tiyuyacu Superior-Orteguaza
(Eoceno sup. a Oligoceno inf.) empieza con una superficie de erosión que
peneplanizó toda la cuenca y que se correlaciona con un cambio eustático
(regresión de la base del Eoceno superior). Se caracteriza por un régimen de
calma tectónica que permitió el ingreso del mar (transgresión) en algunos
sitios de la cuenca amazónica, lo que originó la depositación de la
Formación Orteguaza en su facie marina.
3.4.4 NEÓGENO
Se trata de un ciclo tectono-sedimentario típico de una cuenca de antepaís
continental - con una incursión marina en el Mioceno que se forma en un
contexto de tectónica transpresiva. La cuenca era estrecha, se desarrollaba
según un eje N-S, tenía alimentación del oeste (Cordillera) y del este
(“Sistema Invertido Capirón-Tiputini”) y se profundizaba hacia el sur. Las
tasas de subsidencia y sedimentación relativamente fuertes originaron un
segundo pulso de generación y expulsión de hidrocarburos.
3.4.5 CUATERNARIO
Este ciclo corresponde a la continuación del Ciclo Neógeno, se caracteriza
por importantes movimientos tectónicos que se manifiestan por un
levantamiento rápido del “Sistema Subandino” asociado a una intensa
71
actividad volcánica. Se traduce también por una reactivación de las antiguas
fallas que estructuraron las trampas petrolíferas.
Las características de los ciclos tectono-sedimentarios Hollín-Napo Inferior y
Napo Superior pueden ser precisados por un estudio de las relaciones
tectónica-sedimentación en ciertos campos petroleros de la parte norte de la
cuenca. (Baby, P.; M. Rivadeneira, 2004).
Figura 3.3 Corte estructural w-e de la cuenca oriente
(Petroamazonas EP, 2012)
72
Figura 3.4 Mapa estructural de la cuenca oriente
(Petroamazonas EP, 2012)
3.5 DESCRIPCIÓN CAMPO COCA
3.5.1 CAMPO COCA PAYAMINO
El Campo Coca se encuentra ubicado dentro del Bloque 7, en el centro-
occidente de la Cuenca Oriente (Figura 3,5).
Dentro del marco geológico, el Bloque 7 está situado en la parte centro-
occidental de la Cuenca Oriente del Ecuador, cerca de la transición entre la
planicie selvática de la Amazonía y la zona subandina con presencia de
fallas y levantamientos. En la actualidad, la Cuenca Oriente es una cuenca
Terciaria de ante-país, desarrollada frente a la zona de plegamiento
73
compresional andina. Es una cuenca sucesora de otra cuenca pasiva más
amplia del Cretácico, dentro de un sistema de fosas tectónicas extensionales
del Mesozoico Temprano, que también deformaron los depósitos del
Paleozoico que bordean los escudos estables de Brasil y Guyana.
Figura 3.5 Ubicación del campo Coca
(Petroamazonas EP, 2012)
Yacimiento Hollín Principal. La formación Hollín es de edad Cretácica. La
formación Hollín está conformada de una superior llamada Hollín Superior y
otra inferior llamada Hollín Principal. El campo Coca-Payamino tiene 11
kilómetros de largo por 2 kilómetros de ancho y configura un anticlinal de
aproximadamente 80 pies de cierre estructural. La columna de petróleo está
acompañada de un acuífero “infinito”. Esta formación es una arena masiva la
cual contiene lutitas discontinuas y areniscas arcillosas, es decir tiene
intercalaciones de arcillas o multicapas. Las lutitas ocurren muy
frecuentemente al tope de Hollín Principal
Se determinó por medio de estudios ya efectuados que la presión de
yacimiento es de 4,174 psia, el GOR de 12 SCF/STB, la presión al punto de
burbuja de 94 psia, la temperatura de 216 grados Fahrenheit y la viscosidad
del petróleo a condiciones de yacimiento de 5.8 cp.
74
Las permeabilidades horizontal y vertical, se determinaron por medio del
análisis de núcleos resultando que la relación de permeabilidad
horizontal/vertical kh/kv es baja, es decir tiene alta permeabilidad vertical,
por esto se tiene problemas de conificación.
El volumen total de petróleo inicial en el lugar fue de 103 MM STB y
considerando el factor de recobro asumido en estudios previos de 32.8%, se
determina que las reservas probadas de petróleo era de 33.8 MM STB,
habiéndose producido algo menos de la mitad de este volumen hasta los
actuales momentos.
Los sistemas de producción son flujo natural y de levantamiento artificial:
bombeo hidráulico y bombeo electrosumergible.
Análisis previos de registros de pozo, determinaron una variación en la
porosidad entre 14.7% y 18.5% y la saturación de agua entre 21.5% y
31.1%, al igual que la permeabilidad la cual varía desde 200 hasta 1,000
milidarcies. Se aprecia, en consecuencia, una importante propiedad de
permeabilidad horizontal.
Se menciona las completaciones típicas de pozos verticales, horizontales y
direccionales. Igualmente se preparó un resumen de resultados exitosos o
fallidos en la cementación forzada y en el resto de trabajos de “Workover”.
Esto se muestra en la tabla 3.1.
Se elaboró varias tablas donde se efectuó un resumen de la historia de
producción de la formación
75
Tabla 3.1 Descripción de los tratamientos efectuados a los pozos con sus respectivos resultados
(Petroamazonas EP, 2012)
3.5.2 ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL COMPORTAMIENTO DE LOS
POZOS
Metodología del análisis y diagnóstico aplicado en este estudio. Para el
análisis de las curvas de producción del yacimiento y evaluación de la
completación de los pozos en relación con los valores altos de WOR que se
observan en el campo Coca-Payamino, se han empleado procedimientos
existentes y que han sido publicados en la literatura especializada,
principalmente de la SPE de Norteamérica (SPE of AIME).
Estos métodos empleados son:
1. WOR y derivada de WOR
2. Tasa crítica de conificación
El primero es un método que fue presentado por la Compañía Dowell
Schlumberger, en octubre de 1995, y también en reunión de la SPE y ha
sido aplicado en muchos campos petroleros de Texas, California, la Costa
del Golfo y Alaska. El segundo está incluido en un libro publicado por Penn
76
Well y su autor es Joshi, S. D.; este método ha sido utilizado para el análisis
de algunos campos.
El análisis se lo efectúa, primero con las curvas de WOR (Water Oil Relation
ship) (Relación Agua Petróleo) y derivada de WOR versus tiempo, donde se
busca una producción constante de fluido desde el inicio de la producción
del pozo; de no ser así, se tiene que tener mucho cuidado en el análisis de
las curvas, tomando en cuenta la variación de la producción de fluido con las
gráficas de WOR: a mayor producción de fluido mayor WOR y viceversa.
Esto se aprecia en el Gráfico 3.1.
Si al inicio de la producción del pozo, se observa una tasa alta de
crecimiento del WOR, significa que el pozo tiene una permeabilidad vertical
importante, es decir que la relación de permeabilidad horizontal/vertical kh/kv
es baja ó menor a 2. Esto podría significar que existen problemas de
conificación, canalización detrás del “casing” por mala cementación,
canalización por capas de mayor permeabilidad ó fracturas. Si, por el
contrario, el WOR es prácticamente constante al inicio de la producción del
pozo, significa que el pozo no tiene permeabilidad vertical apreciable, ó
teniendo una permeabilidad vertical alta, la obstrucción de multicapas a lo
largo del flujo vertical, hace tardar la presencia del agua. A fin de definir si
existe multicapas, se tiene que observar la producción de fluido, el WOR y
derivada de WOR, y si los dos últimos varían mucho más que la producción
de fluido, se define entonces, que existe multicapas. Las permeabilidades
horizontales y verticales, y la relación de estas permeabilidades, se exponen
en la tabla 3.2, para cada uno de los pozos.
77
Gráfico 3.1 Relación Agua Petróleo
(Petroamazonas EP, 2012)
En este mismo tramo ó a lo largo de la gráfica, se puede distinguir si existe
conificación ó canalización, observando la derivada del WOR. Si esta tiene
pendiente negativa, indica que existe conificación y si es positiva, es
canalización. Para determinar la gravedad de estos problemas, se calcula
cuantitativamente la pendiente. En el caso que sea conificación, un valor
normal de la pendiente es de -2.8; si su valor absoluto es mayor, la
conificación se presentará más rápidamente; y, si es canalización la
pendiente tendrá un valor normal de 3; si este fuera mayor, la canalización
sería más rápida.
3.5.3 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN
El campo Coca tiene una producción de 4.771 BOPD, 8.442 BWPD con un
acumulado de 28.815.890 barriles de crudo actualizado a Junio del 2013.
(Petroamazonas EP, 2012)
Tabla
Gráfic
Tabla 3.2 Histórico de producción campo Coca
(Petroamazonas EP, 2012)
Gráfico 3.2 Histórico de producción campo COCA
(Petroamazonas EP, 2012)
78
istórico de producción campo Coca
Histórico de producción campo COCA
79
Figura 3.2 Mapa estructural al tope hollín superior
(Petroamazonas EP, 2012)
80
3.5.4 PRESIONES DE RESERVORIO
Gráfico 3.3 Basal Tena
(Petroamazonas EP, 2012)
Gráfico 3.4 Napo U
(Petroamazonas EP, 2012)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Coca Field - Basal Tena PressuresCoca-1 Coca-2 Coca-4 Coca-7
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500 Coca Field - U Sand PressuresCoca-11 Coca-13
81
Gráfico 3.5 Hollin Superior
(Petroamazonas EP, 2012)
Gráfico 3.6 Hollin Principal
(Petroamazonas EP, 2012)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500Coca Field - Upper Hollin Pressures
Coca-4 Coca-16 COC07:UHOL
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
Coca Field - Main Hollin PressuresCoca-1 Coca-4 Coca-6 Coca-7Coca-9 Coca-10 Coca-11 Coca-13
82
3.6 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA POWER OIL
El sistema power oil centralizado en campo Coca está compuesto por cuatro
unidades con bombas de desplazamiento positivo tipo pistón Qintuplex
300Q5H marca National, que operan con pistones de 1.875 pulgadas de
diámetro, con reductores cuya relación de transmisión es 4.38 : 1 rpm y
alimentados por motores de combustión interna marca Caterpillar de la serie
3406 con una potencia de 315 HP, operan en paralelo a 1550 rpm y
desplazan un caudal de 9.646 BPD de crudo con un BSW promedio de 0.3
%, un °API de 24.5 a una presión de descarga de 3800 PSI y una
temperatura de 130 °F, este fluido es succionado desde el tanque de
almacenamiento T-102 y permite el funcionamiento de 9 pozos de los 11 que
producen con el sistema de levantamiento artificial bombeo hidráulico ya que
los pozos COCM-018 y COCN-019 operan con una unidad independiente
ubicada en la locación, cuatro pozos operan con bombas pistón y siete con
bombas jet.
3.6.1 SUCCIÓN
El sistema centralizado trabaja con crudo como fluido motriz para lo cual
disponemos de un tanque de almacenamiento T-102 con capacidad de
24.680 BBLS adicional las facilidades permiten utilizar el crudo que se
almacena el tanque T-106 de 11.000 BBLS en caso de emergencia o
mantenimiento del tanque T-102, actualmente para la alimentación hacia las
bombas booster se debe abrir las válvulas de 12” que se encuentra a la
salida del tanque.
83
Figura 3.3 Tanque de Almacenamiento de CrudoT-102
(Petroamazonas EP, 2012)
Para incrementar la presión en la succión del sistema centralizado se
dispone de dos bombas booster (con motor eléctrico y de combustión
interna), normalmente trabaja solo una mientras que la otra está de respaldo,
la presión a la cual trabajan estas bombas es la siguiente:
Presión de entrada 17 PSI, presión de descarga: 50 PSI, el encendido se
logra a través de un selector.
Figura 3.4 Unidades Booster con motor eléctrico y combustión interna
(Petroamazonas EP, 2012)
84
3.6.2 UNIDADES POWER OIL
Para poner en operación las unidades power oil se deben seguir los
siguientes pasos:
Apertura de la válvula de recirculación
Verificar que las válvulas en la línea de descarga de cada bomba se
encuentren abiertas además la válvula block que se encuentra en la línea
principal de descarga.
Tabla 3.3 Descripción de Unidades Power Oil Coca
(Petroamazonas EP, 2012)
3.6.3 SISTEMA NEUMÁTICO
El encendido y control de las unidades power oil se lo realiza de forma
neumática para lo cual disponemos de dos compresores que son los
encargados de alimentar aire hacia los paneles de control ubicados en la
misma área.
Desempeño de Unidad Power Oil
Relación Rpm / Bpd : 10,2498
Diametro Pistón plg. Gpm Bpd Maxima Presión MOTOR
2,000 136 4662,9 3400 Rpm Rpm Bpd Per Rpm
1,875 120 4100,0 3855 1000 228 2348
1,750 104 3565,7 4450 1050 240 2466
1,625 90 3085,7 5000 1100 251 2583
1,500 76 2605,7 5000 1150 263 2701
1200 274 2818
Potencia maxima de entrada 300 Hp A 400 Rpm 1250 285 2935
Potencia maxima de entrada 270 Hp A 400 Rpm 1300 297 3053
1350 308 3170
1400 320 3288
Serie 3406 1450 331 3405
Hp 315 1500 342 3523
Rpm. salida.max 1800 1550 354 36401600 365 3757
1650 377 3875
Ratio. Rpm 4.38 : 1 1700 388 3992
Rpm. entrada 1752 1752 400 4114
BOMBA
Reductor National
UNIDADES POWER OIL COCA
Motor a Combustion Interna Caterpillar
Bomba Quintuplex National 300Q-5H
85
Figura 3.5 Sistema de Alimentación Neumático
(Petroamazonas EP, 2012)
Verificar que las válvulas blocks (bloqueo) que distribuyen a los
ramales hacia los pozos se encuentren abiertas.
Figura 3.6 Válvulas Blocks
(Petroamazonas EP, 2012)
Abrir la recirculación de la presión de descarga, verificar que esté
abierta la carga a la bomba quintuplex y poner en posición de
encendido el switch del motor. En el tablero Murphy.
86
Figura 3.7 Tablero Murphy
(Petroamazonas EP, 2012)
3.6.4 SISTEMA DE ENFRIAMIENTO
Encender los ventiladores del sistema de enfriamiento de power oil a
través del panel ubicado en el MCC.
Figura 3.8 Ventiladores del sistema
(Petroamazonas EP, 2012)
87
3.6.5 CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN
Para la inyección de crudo de 7.460 BFPD hacia los pozos, las bombas
descargaran a una presión de 3.800 PSI teniendo una temperatura de fluido
de 130 ºF. El operador deberá ajustar de forma manual las revoluciones de
cada unidad hasta obtener la presión de operación adecuada garantizando
la inyección de agua apropiada para cada pozo.
3.6.6 INSTRUMENTACIÓN DE LAS BOMBAS
Para la descripción de los instrumentos de las bombas, observar la
instrumentación siguiente:
3.6.6.1 Succión de Bombas:
Indicador de Presión PI en la succión de la bomba.
Se dispone de un PSL
3.6.6.2 Descarga de Bomba:
Indicador de Presión PI en la descarga de la bombas
Transmisor de Presión PIT el cual indica la presión de descarga de las
bombas localmente y por medio de comunicación se envía la indicación
al sistema SCADA a través del PLC-71000. Tiene configurada una
alarma de muy alta presión PAHH ajustada en 4.010 PSI, y una alarma
de Alta presión PAH, ajustada en 3.900 PSI. Este PIT envía señal para el
paro de las bombas por muy alta presión.
Dispone de un PSL para indicar la caída de presión y posteriormente con
un transmisor enviar la señal hacia el SCADA.
88
3.6.7 FILOSOFÍA DE SHUTDOWN DE LAS UNIDADES POWER OIL
El área del sistema centralizado power oil de la estación Coca es
considerada de mucho peligro, debido a que maneja altas presiones, ruido
excesivo, altas temperaturas etc.
Se ha reactivado el sistema de shutdown por detección de fuego en el área,
el cual luego de realizar algunas modificaciones en su operación, se
encuentra listo y puesto en operación.
3.6.7.1 OPERACIÓN DEL SISTEMA
El sistema posee 4 detectores de fuego ubicados en cada una de las
esquinas del sector de power oil, montados en la parte superior de cada una
de las unidades.
Figura 3.9 Detectores de fuego
(Petroamazonas EP, 2012)
89
Su objetivo es detectar la presencia de fuego y dar una señal activa hacia el
tablero de control ubicado entre las unidades 01 y 03. Esta señal activa
permite el accionamiento de un relee de control el cual a su vez energiza
una electro-válvula ubicada en serie con la válvula manual de “PARADA DE
EMERGENCIA POWER OIL”
Figura 3.10 Tablero de Control
(Petroamazonas EP, 2012)
Causando que todo el aire que se encuentra acumulado en los tableros
neumáticos de control de las unidades sea liberado al ambiente provocando
el apagado de las unidades.
90
Figura 3.11 Tableros Neumáticos
(Petroamazonas EP, 2012)
Al quedar los tableros sin aire las unidades se apagan y el actuador
neumático que maneja la válvula de recirculación de las unidades se abrirá
permitiendo que todo el fluido acumulado en la descarga recircule hacia la
succión con lo cual la línea de descarga general no acumulará presión en su
interior previniendo que la tubería vaya a estallar por alta presión.
Figura 3.12 Válvula de recirculación
(Petroamazonas EP, 2012)
91
Así mismo la línea de recirculación general del sistema se abrirá permitiendo
igualmente liberar la presión en la línea de alta hacia el tanque T-102 que
está en operación.
Figura 3.13 Línea de recirculación
(Petroamazonas EP, 2012)
Sin embargo de que el sistema tiene las protecciones mencionadas, el
sistema presenta las siguientes deficiencias:
1. Las bombas booster no reciben señal de apagado cuando las unidades
power oil se ha parado por shutdown
2. La alimentación de agua hacia el área power oil no se detiene ya que la
presión hidrostática en los tanques permite seguir alimentando con fluido
a esta área.
Para cubrir esta eventualidad se podrían implementar las siguientes
soluciones:
1. Para apagar la bomba booster con motor a combustión es necesario
habilitar el sistema de corte de suministro de combustible, adquiriendo un
pistón que al momento está deshabilitado.
92
Figura 3.14 Bomba booster a combustión
(Petroamazonas EP, 2012)
2. Para apagar la bomba booster con motor eléctrico es necesario desde el
tablero de control de los detectores IR/UV enviar una señal de apagado
hacia el tablero eléctrico de la bomba.
Figura 3.15 Bomba booster con motor eléctrico
(Petroamazonas EP, 2012)
93
3. Para detener el ingreso de agua a esta área es necesario instalar una SDV
en la línea de succión de las bombas booster.
Figura 3.16 Shutdown valve
(Petroamazonas EP, 2012)
3.7 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES
3.7.1 MANIFOLD
Un manifold está localizado al inicio del flujo grama de una planta de
proceso. El mismo que recibe el crudo de las 15 líneas de flujo de los pozos
en producción. El manifold debe estar diseñado de tal manera que se pueda
expandir para los futuros pozos que se puedan perforar. Las líneas de flujo
son de 4" STD las cuales son conectadas a línea de 6" STD estas tuberías
tienen una resistencia de 1.900 psi y una capacidad de 0.01765 BBLS/FT,
0.03726 BBLS/FT respectivamente, las mismas que nos permitirán alinear
independientemente los pozos a los separadores.
94
Figura 3.17 Manifold Estación Coca
(Murillo, 2011)
En los manifolds siempre se instalan válvulas de seguridad en cada cabezal
de entrada aguas abajo del manifold de producción en la entrada de cada
separador, estas válvulas están calibradas para que se accionen a 100 psi
de presión en caso de tener una sobre presión de operación en las líneas.
Los indicadores de presión (manómetros) y las conexiones para muestreo
(toma muestras), son instaladas para monitorear la entrada de crudo.
A continuación se detalla los parámetros operativos de presión en el
manifold y pozos (Diciembre-2010)
95
Tabla 3.4 Presiones en las facilidades
(Murillo, 2011)
Los pozos 1, 7, 8, 9, 10, 11,12, 13, 15, 16, 18, 19 están alineados al Free
Water, por alto BSW.
Tabla 3.5 BSW y gas de los pozos
Pozos 1 6 7 8 9 10 11 12 13 15 16 18 19
BSW 0.8 off 69 6.6 45 24.5 1.4 5.3 0.5 89 98 93 Off
Gas 17 off 4.4 5.1 7.2 13 1 5.3 5.3 6 Off
(Murillo, 2011)
Los pozos 2, 4, se los alinea a los separadores de producción por cuanto
tienen alta producción de gas y su BSW es bajo
Tabla 3.6 Bsw y gas de los pozos
Pozos 2 4
BSW 6 18.7
GAS 13 6.5
(Murillo, 2011)
96
3.7.2 SEPARADOR DE PRUEBA (V-101)
La central de proceso está provista de un solo separador de prueba y línea
de entrada para realizar pruebas a los diferentes pozos
independientemente, en las pruebas de los pozos se determinan volúmenes
de petróleo, gas y agua.
Es un separador horizontal trifásico de 48 pulgadas" O.D. por 16 pies de
longitud, y está diseñado para trabajar a una máxima presión de 100 psi a
120 ºF, con una capacidad de procesamiento de 4.000 BPD.
Generalmente trabaja a una presión promedio de 25 psi y dependiendo del
pozo en prueba a una temperatura de 100 F.
Este separador para determinar la cantidad de gas posee una placa de
orifico el mismo que es registrado en una carta para medir la cantidad de gas
que tiene el pozo.
Los separadores están provistos de controladores de nivel y válvulas de
control para mantener el nivel en el separador. La presión puede variar en
rangos de entre 10 a 100 PSI y es controlado por una válvula controladora
de presión neumática. El separador se encuentra protegido de las
sobrepresiones, por medio de una válvula de seguridad que esta calibrada a
una presión de 100 PSI, también está provisto de sellos de seguridad que se
rompen a una presión de 97 PSI.
El flujo de gas es direccionado al Domo de Gas V - 105 (Flare knock-out
drum). El flujo de crudo y agua es direccionado a la bota de gas.
Los separadores son monitoreados y controlados por alarmas de alto y bajo
nivel y switches de cierre. Un panel de control local está en cada separador,
el cual nos da un constante estado de operación del mismo.
97
3.7.3 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
Hay tres separadores de producción, (V 101 - V102 - V103) Los dos
primeros remueven el gas y él líquido y el tercero trabaja bifásico como
separador de agua y petróleo.
Figura 3.18 Separador de Prueba y de producción
(Murillo, 2011)
La producción en los separadores se recibe del manifold, se puede alinear
independientemente a cada uno de los separadores independientemente. Es
así que al V 102 y V103 son separadores líquido gas y el V101 liquido-
liquido.
Cada separador es horizontal de tres fases el cual tienen 50 pulgadas de ID
por 20 pies de largo, están hechos para trabajar con 125 psig a 230 °F los
cuales procesan 8000 barriles de petróleo por día.
Al momento procesan 1.133 BFPD que provienen de los pozos 2 y 4
98
El medidor de nivel del equipo es controlado y monitoreados por la acción de
controladores de nivel y Switches del fondo del nivel de agua y petróleo. Los
controladores de nivel activan los controles de válvulas. La normal operación
es detectada por altos y bajos niveles y sus respectivas alarmas de fuera de
servicio.
La presión de los equipos es controlada por controladores de presión y
válvulas de salida de gas. El gas fluye al mechero de combustión, primero
pasando por el Domo de gas (V-104), donde se detienen los fluidos
condensados. Las válvulas de seguridad están calibradas para
sobrepresiones de 100 psigy está provisto además de sellos de ruptura de
97 PSI.
3.7.4 FREE WATER
En el separador V 101, llamado Free Water Knock out , separan las fases
de los líquidos, es decir el agua y el petróleo, el agua sigue el curso hacia los
tanques del sistema de reinyección de agua T-210 y T-211 y el petróleo
hacia la bota de producción, este maneja 12.519 BFPD, tiene una capacidad
de proceso de 50.000 BFPD, es de 120" x 50 pies, se encuentra operando a
una presión de 22 psi y 152 °F de temperatura, el volumen del Free Water
es de 700 BBLS, lo que le da al fluido una residencia de 16 minutos al
caudal que se maneja.
3.7.4.1 Principio de funcionamiento
El fluido entra al separador y choca con el deflector interno para llevar a
cabo una separación rápida y eficiente, en la mayoría de los diseños el
deflector tiene un bajante que conecta el flujo del líquido debajo de la
interface gas-crudo y la proximidad de la interface crudo-agua. La sección
del colector de líquido del separador provee suficiente tiempo para que el
crudo y el agua se separen por gravedad, como el agua libre es más
pesada, esta queda en el fondo del recipiente.
99
Como se observa en la figura, el vertedero mantiene el nivel de crudo, la
válvula de control de nivel se acciona cuando éste está en un nivel
apropiado y manda la señal neumática a la válvula para que se abra y
cuando baja el nivel, la válvula controladora de nivel se cierra, de igual
manera se opera la de nivel de agua. El gas fluye en dirección a un extractor
de niebla el cual no deja pasar partículas de líquido, el gas ejerce en el
interior una presión mayor que la del tanque para mandar el flujo hacia la
siguiente etapa.
Figura 3.19 Free Water Knock out
(Murillo, 2011)
3.7.4.2 Parámetros de operación
El separador de agua libre SP-101 de Estación Coca tiene una capacidad de
proceso de 50.000 barriles fluidos por día, actualmente se está manejando
aproximadamente 26.300 barriles de fluido por día es decir que el equipo
está trabajando en un 53% de su capacidad total.
En la siguiente tabla se detalla los barriles de retorno fluidos desde cada
pozo y que hacen ingreso al separador de agua libre:
100
Tabla 3.7 Barriles de retorno con su Bsw
(Murillo, 2011)
Una vez producida la separación de agua libre en el interior del FREE
WATER, este despide por la línea de descarga de crudo, fluido con un BSW
de 1.5 a 3%, es decir que se está cumpliendo eficientemente con su objetivo.
Por la línea de descarga de agua se puede decir que sale fluido con el 100%
de agua de formación de los pozos, pero siempre van a existir pequeñas
trazas de crudo que son arrastradas, en el caso del SP-101 de estación
Coca el agua sale con 2 partes por millón (ppm), este es un valor que está
muy por debajo del valor máximo que permite la norma.
El fluido que descarga el FREE WATER es direccionado a través una línea
de 6” hacia la bota de gas.
3.7.5 INSTRUMENTOS DE SEGURIDAD Y CONTROL
Los instrumentos de seguridad y protección son todos aquellos diseñados
para realizar una acción de corte de flujo o apertura rápida para protección
101
del recipiente de separación y generalmente son un disco de ruptura y una
válvula de alivio de presión.
3.7.5.1 Disco de ruptura
Un disco de ruptura es un dispositivo que contiene una membrana de metal
delgada que es diseñada para romperse cuando la presión en el separador
excede un valor predeterminado. Este es usualmente de 1.25 a 1.5 veces la
presión de diseño del separador. El disco de ruptura es normalmente
seleccionado de forma tal que no se rompa hasta que la válvula de alivio no
se haya abierto y sea incapaz de prevenir la presión excesiva en el
separador
Figura 3.20 Disco de ruptura
(Murillo, 2011)
3.7.5.2 Válvulas de seguridad
Son elementos de seguridad diseñados para proteger de altas presiones a
los recipientes del proceso, la calibración debe estar en un valor semejante
al de la presión de diseño del recipiente.
102
Figura 3.21 Válvula de seguridad
(Murillo, 2011)
3.7.6 CONTROLADORES
Controladores de nivel de líquido para el petróleo y la interface agua-petróleo
(operación trifásica)
Figura 3.22 Controlador de nivel de líquido
(Murillo, 2011)
103
Figura 3.23 Válvulas de control de contrapresión de gas con controlador de
presión.
(Murillo, 2011)
3.7.7 TANQUE DE LAVADO
El tanque T- 101 recibe el petróleo directamente de la bota de gas y es el
último paso para la separación del petróleo o etapa final, el Tanque de
lavado puede almacenar 18.130 barriles de petróleo, tiene un diámetro de 60
pies y de alto 36 pies hasta la boca de medidas. Está diseñado para trabajar
a la presión atmosférica y a 200 °F.
Figura 3.24 Tanque de lavado
(Murillo, 2011)
104
El tanque trabaja normalmente con un nivel de 13 pies de agua, tiene la
descarga de crudo a 33 pies, está protegido con válvulas de alta presión o
de venteo las cuales se encuentran sobre la tapa del tanque hay tres
válvulas.
El tanque tiene alarmas de alto nivel y de bajo nivel las cuales llevan
señales directas hacia el PLC instalado en la oficina de la estación.
El tanque posee un sistema contra incendio con espuma Fluoro proteínica la
cual es inyectada hacia el interior del tanque por el sistema de bombas
contra incendios.
3.7.7.1 Principio de funcionamiento
El fluido proveniente del Free-Water, ingresa primeramente a la bota de
desgasificación que es un recipiente cilíndrico vertical elevado que tiene la
finalidad de separar los hidrocarburos más livianos que vienen en
suspensión en el fluido proveniente de los separadores, controlando la
estabilidad de la presión en el tanque de lavado y evitando el paso de gas.
La bota de gas permite extraer la mayor cantidad de gas. Las botas de
desgasificación tienen internamente una disposición de bandejas para crear
un área superficial más grande que permite al crudo soltar los gases
asociados.
De la bota de desgasificación el fluido hace ingreso al tanque de lavado el
cual está diseñado para “lavar” la emulsión, este lavado se produce cuando
el fluido a tratar ingresa por el fondo del tanque y en su carrera ascendente
pasa a través de un colchón acuoso de menor salinidad que la del agua
emulsionada. Como se trata de un tanque atmosférico este permite también
acelerar la decantación favoreciendo la coalescencia de las gotas de
emulsión.
105
Es importante que el dimensionamiento de un Wash Tank sea de tal manera
que la velocidad de ascenso del crudo sea superior a la de sedimentación
del agua para que el “lavado” sea eficiente. Otro aspecto importante también
es la temperatura, mientras mayor sea esta, se tendrá una mayor eficiencia
en el proceso de separación debido a que el calor reduce la tensión
superficial del petróleo y con esto se logra que el gas y el agua que se
encuentran atrapados en el petróleo se liberen debido al incremento de la
energía interna de las partículas.
El uso de químicos demulsificantes también es importante en el proceso de
separación, estos químicos reducen la tensión superficial y ayudan a la
liberación del agua y gas en solución.
De esta manera, el petróleo que sale del tanque de lavado cumple con las
especificaciones exigidas para ser transportado por oleoductos. Sin
embargo, este petróleo pasa primeramente al tanque de almacenamiento
antes de entrar a los oleoductos. De esta forma se logra mejorar aún más el
proceso de deshidratación, ya que parte de la fracción de agua que todavía
permanece en el crudo, se asienta en el fondo del tanque de
almacenamiento.
Figura 3.25 Esquema de tanque de lavado
(Murillo, 2011)
106
3.7.7.2 Partes de un tanque de lavado
Con generalidad, un tanque de lavado está constituido de las siguientes
partes: el cuerpo del tanque, los sistemas deflectores, la línea de
alimentación, el sistema de descarga de petróleo, el sistema de descarga de
agua, los sistemas de control, medición, ventilación, algunos elementos que
constituyen un tanque de lavado se muestran en la siguiente figura:
Figura 3.26 Partes de tanque de lavado
(Murillo, 2011)
3.7.7.3 Pierna hidrostática
La pierna hidrostática es en elemento que sirve para controlar el nivel del
agua libre en el tanque de lavado o lo que más comúnmente se conoce
como colchón. El principio de funcionamiento es gracias a la presión
hidrostática que ejerce la altura de fluido contenida en el interior de pierna
debido a que la altura es regulable a través de un sistema mecánico. Si se
desea disminuir la altura del colchón se debe bajar la pierna para que la
presión ejercida a la salida del fluido sea menor, si se desea incrementar la
107
altura del colchón se debe subir la pierna ya que debido a una mayor presión
ejercida la descarga de fluido va a disminuir.
Figura 3.27 Pierna hidrostática
(Murillo, 2011)
3.7.7.4 Parámetros de operación
Como ya se mencionó anteriormente el objetivo del tanque de lavado es
realizar la separación final del agua que se encuentra mezclada con el
crudo, de esta manera se tiene en la descarga del tanque 101valores de bsw
menores al 1% que es lo que exige la norma, por lo general se tiene
descargas de 0.2 a 0.3% de bsw.
El colchón de agua libre se trata de mantener en 13 pies ya que con esta
altura se obtiene mejores resultados de deshidratación.
108
Por la altura del tanque se va a formar un perfil es decir que a diferentes
alturas se va a tener diferentes volúmenes de agua, en el TK 101 se dispone
de tomas a 15’, 20’, 25’, 30’ y la descarga que está a 33.
Un perfil típico en el tanque de lavado es:
Tabla 3.8 Perfil de BSW en el tanque de lavado
ALTURA (PIES)
BSW (%)
15 0.2
20 0.2
25 0.2
30 0.2
33 0.2
(Murillo, 2011)
El fluido que sale del tanque de lavado 101 es direccionado hacia los
tanques de almacenamiento de agua 210 y 211.
3.7.8 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCCIÓN
El tanque T - 102 recibe la producción del tanque de lavado T- 101 el cual
descarga por gravedad, este tanque tiene una capacidad de 24.680 barriles
de petróleo. Su altura es de 36 pies y tiene un diámetro de 70 pies, pero es
operativo hasta los 33 pies, por cuanto la descarga del tanque T-101
(washtank), se encuentra a 33 pies.
109
Figura 3.28 Tanque de almacenamiento
(Murillo, 2011)
El tanque de almacenamiento tiene dos funciones principales, la primera de
almacenar crudo para el sistema centralizado de power oil, tiene líneas de
descarga a 3'(91 cm) y 7' 8" y la segunda de almacenar la producción para el
bombeo hacia la línea de oleoducto la descarga está a 2' 5" y 14'. El nivel
mínimo de operación es de 4 pies (122 cm) mínimo de petróleo por lo dicho
anteriormente.
El tanque posee un sistema contra incendio con espuma Fluoro proteínica la
cual es inyectada hacia el interior del tanque por el sistema de bombas
contra incendios.
El tanque está protegido con válvulas de alta presión o de venteo las cuales
se encuentran sobre la tapa tres válvulas.
El tanque tiene alarmas de alto nivel y de bajo nivel las cuales llevan
señales directas hacia el PLC instalado en la oficina
110
3.7.9 SISTEMA DE SEPARACIÓN DE GAS
3.7.9.1 Bota de gas
La bota de gas es un separador de segunda etapa y separa petróleo y gas
antes que el fluido entre al tanque de lavado T -101 de producción. La
bota de gas es vertical, mide 48 pulgadas de OD y 59 pies (9 anillos + 4
pies), 6 pies de largo de costura a costura y está diseñada para trabajar a
25 psig y 200 °F. El tamaño del tanque a toda capacidad puede recibir
20000 barriles de petróleo por día y 1.4 MMCPF de gas por día.
El gas de la bota entra al V-104 domo de gas, donde hay una condensación
de fluidos y el resto de gas pasa hacia el mechero.
Figura 3.29 Bota de gas
(Murillo, 2011)
3.7.9.2 Sistema de venteo y tea
3.7.9.2.1 Columna de venteo
Una línea de venteo recolecta el gas de todos los sombreros de venteo que
se encuentran en el tanque de Almacenamiento T-102, T-106, tanque de
lavado T-101 y descarga a la atmósfera a través del mechero de venteo. El
mechero de venteo es de 10” OD por 38 Ft de alto y está localizado en la
111
parte de atrás de los tanques. Dos arresta llamas están instalados antes del
mechero de venteo para prevenir incendios. Una línea de 3" baja de los
venteos y recolecta el condensado, el cual es drenado para la piscina API.
3.7.9.2.1.1 Domo de gas
El domo de gas V-104 Es un separador horizontal de 48” plg de OD por 16
pies de largo, y está diseñado para operar a 100 psig y 120°F con una
capacidad de 58.333pies cúbicos por hora. El tanque recolecta condensado
de los separadores. El domo de gas envía el gas a el mechero S-101 y se
puede drenar para el sumidero T-117 o succionar por medio de las bombas
P-111A y P111B hacia la línea que se dirige a la bota de gas.
Los niveles altos o bajos en el domo son monitoreados y controlados por
switch los cuales operan las bombas del domo P-111A y P111B, El nivel
alto en el domo de gas es anunciado en la pantalla del computador de la
estación.
3.7.9.2.1.2 Bombas del domo de gas
Las bombas del Domo de Gas P-111A y P111B son de 3HP con motor
eléctrico están acopladas a bombas de tipo centrifugas cada una diseñadas
para 1800 BPD a 30 PSIG y 100 °F, estas bombas succionan del domo de
gas V-104 y descargan a la bota de gas V-105 y de esta al tanque de lavado
T-101. La operación de estas bombas está en función de los switch de alto o
bajo nivel que están localizados en el panel del domo de gas.
3.7.9.2.2 Tea de gas
La tea de combustión consiste de una línea de 6” que va desde el Domo de
Gas que se encuentra en la planta central hasta el mechero S-101 localizado
en la parte de atrás de la estación. El mechero es de 10” y 6” OD por 25’ 4”
de alto. En la base del mechero tiene un colector de 16OD por 9’ 7” de largo
112
para el condensado, que se drena mediante una válvula neumática hacia la
piscina API. Tiene un piloto a gas.
La tea de combustión consiste de tuberías de 16”, 10”, 8” de diámetro
soldadas en reducciones, este es alimentado por una línea de 6” que va
desde el Domo de Gas proveniente del Separador de Prueba el cual tiene
una capacidad de 4.000BPD, y por una línea de 10” que sale desde la Bota
de Gas. En la base del mechero tiene un scrubber donde se recolecta el
condensado, que se drena manualmente mediante una válvula de bola hacia
el sumidero de la piscina API.
Figura 3.30 Tea de gas
(Murillo, 2011)
Antes de llegar el Gas hasta el mechero pasa por dos scruber los mismos
que por seguridad están diseñadas con arresta llamas de estos scrubers se
drena manualmente todos los condensados que puede haber en la línea
hacia la piscina API, ya que todo del gas que viene desde la Bota no pasa
por el Domo.
113
3.7.10 SISTEMA DE DRENAJES
3.7.10.1 Tanque del sumidero
El tanque sumidero T-117 es un tanque tipo cisterna enterrado de 12pies
por 12 pies y está diseñado para operar a presión atmosférica y 120 °F con
una capacidad de 1800 galones. El tanque recolecta petróleo o agua de los
sistemas de drenajes de las plantas cerradas.
Los niveles alto o bajo son monitoreados y controlados por switch de nivel
los cuales accionan las bombas de sumidero P-117A, P117B para mantener
el nivel de diseño. Un nivel alto es anunciado en la pantalla del computador
el tanque tiene venteo atmosférico.
3.7.10.2 Bombas de sumidero
Las bombas de sumidero P117-A, P117-B, son de 3HP con motor eléctrico
con bombas verticales de 3 etapas. Cada una de ellas es diseñada para
bombear 685 BPD a 27 PSIG y 100 °F. Estas bombas están acopladas en el
tope del tanque y descargan a través de una línea a la bota de gas y de ahí
al tanque de lavado.
Las bombas operan automáticamente las funciones encendido o apagado se
accionan a través de swiches de alto o bajo nivel localizados en el tanque
sumidero.
3.7.11 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS
Puntos de inyección están disponibles en las líneas que van al Free Water
(Manifold), a la inyección del sistema power oil, para prevenir la corrosión,
escala y la formación de emulsión.
Un grupo de bombas de inyección están ubicadas adyacentes al sistema de
reinyección de agua.
114
Las bombas de químico nos sirven para inyectar o direccionar al sistema
power oil o separadores dependiendo el caso específico que se requiera.
3.7.12 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN
El agua que descarga el FREE WATER así como la del tanque de lavado es
llevada por medio de líneas de flujo hacia los tanques 210 y 211 en los
cuales es almacenada para una posterior reinyección.
Estos dos tanques están comunicados entre sí por lo que se mantiene un
nivel igual en los 2 tanques.
Los tanques tienen una capacidad de almacenamiento de 5.000 barriles
cada uno es decir entre los 2 se puede almacenar 10.000 barriles. La
producción del campo es de aproximadamente 11.000 barriles diarios por lo
que se recomienda mantener el nivel lo más bajo posible para en caso de no
poder inyectar el fluido, poder tenerlos operativos el mayor tiempo posible y
no verse obligado a cerrar pozos para mantener un nivel de operación
3.7.13 LÍNEAS DE ENTRADA Y DESCARGA
Toda el agua libre separada en el free-water como en el tanque de lavado
ingresa por la línea principal al TK-210. Del tanque 210 existe una línea que
se comunica con el TK-211 permitiendo de esta manera almacenar el agua
producida en los dos contenedores. Del TK-211 existe una línea que se
conecta a las bombas booster para enviar el agua de formación al sistema
de reinyección.
La disposición de las líneas de entrada y descarga de los tanques de
almacenamiento de agua de formación producida se aprecian en la siguiente
figura:
115
Figura 3.31 Línea de entrada y descarga de tanques
(Murillo, 2011)
3.7.14 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN
El agua de formación producida es muy contaminante debido a la cantidad
de metales tóxicos, por esta razón lo más correcto es reinyectar esta agua
producida, la reinyección se realiza en una arena diferente a la de
producción y a una distancia lejana de la zona de producción.
El agua producida y tratada es bombeada desde los tanques de
almacenamiento TK-210 y 211, el fluido es reinyectado al pozo PUNINO-01.
Los equipos que intervienen en el proceso de reinyección se detallan a
continuación y se muestran en la siguiente figura:
116
Figura 3.32 Sistema de reinyección
(Murillo, 2011)
El nivel de los tanques proveen a las bombas booster una cabeza neta
positiva de succión, por lo que se puede bombear agua a partir de 8 pies en
los tanques, la bombas booster descargan agua con una presión de 45 PSI y
proveen una succión para las bombas de inyección de agua producida, las
que están diseñadas para llevar el agua a una presión de descarga de 1.350
PSI, suficiente para inyectar en el pozo reinyector
3.7.14.1 Bombas booster
El nivel de los tanques proveen a las bombas booster una cabeza neta
positiva de succión, por lo que se puede bombear agua a partir de 8 pies en
los tanques, la bombas booster descargan agua con una presión de 45 PSI y
proveen una succión para las bombas de inyección.
117
Figura 3.33 Bomba booster
(Murillo, 2011)
3.7.14.2 Bombas de reinyección de alta presión
Las bombas de reinyección están diseñadas para llevar el agua a una
presión de descarga de 1.350 PSI, suficiente para inyectar en el pozo
reinyector. Son bombas centrífugas multietapas que llevan el fluido a
elevadas presiones suficientes para vencer la oposición que pueda poner la
arena debido a la porosidad y permeabilidad.
Figura 3.34 Bomba de alta presión
(Murillo, 2011)
3.7.14.3 Pozo inyector
El pozo al cual se inyecta el agua de formación producida en el campo coca
se denomina Punino-01, este pozo se encuentra a una distancia de 4.400
metros desde la estación, el agua se inyecta con una temperatura promedio
118
de 160ºF, con un residual de aceite de 2 partes por millón, el caudal de
inyección esta por los 12.000 barriles por día.
Figura 3.35 Pozo reinyector
(Murillo, 2011)
3.7.15 SISTEMA DE GAS BLANKET
Todos los tanques de almacenamiento de agua o de crudo deben contar con
el sistema de gas blanket o de manto de gas, este sistema sirve para
proteger los recipientes del proceso por medio de una capa o manto
superficial de gas el cual es suministrado desde la descarga de gas de los
separadores de agua libre y de producción.
Este sistema sirve para impedir la entrada de oxígeno al interior de los
tanques, con esto minimizamos la corrosión.
El sistema de manto de gas está ajustado con instrumentación para controlar
la presión por medio de válvulas autoreguladoras que abren o cierran,
dependiendo de la presión en las líneas aguas debajo de estas válvulas.
119
Cada recipiente a la cual se le suministra manto de gas, tiene controladores
de presión diseñados para permitir el ingreso de gas por medio de aperturas
de válvulas. Las válvulas se cierran cuando se alcanza la presión de manto
de gas a la cual se ajustan. ((Manual de Operación para Facilidades de
Producción E. Coca, 2011)
La instrumentación necesaria para el sistema se muestra en la siguiente
figura:
Figura 3.36 Sistema de gas blanket
(Murillo, 2011)
3.8 CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO MOTRIZ
3.8.1 FLUIDO MOTRIZ CRUDO
3.8.1.1 Características del Petróleo
El crudo tiene una composición elemental orgánica de carbono, hidrógeno,
nitrógeno, oxígeno y azufre, además de otros metales inorgánicos.
120
Los porcentajes elementales van del 80 al 90% de carbono, del 8 al 14% de
hidrógeno, hasta 2% de nitrógeno y 3% de azufre y menos del 5% de
metales inorgánicos.
La densidad de los crudos varía entre 0,7 g/cm3 y 1 g/cm3(el agua tiene una
densidad de 1g/cm3), aunque esta densidad se suele expresar en grados
API.
La densidad de los crudos, por tanto, oscila entre los 10 y los 40 grados API.
Cuanto menor sea el número de grados API, mayor será la densidad del
crudo.
En función de su densidad, los crudos se clasifican en, ligeros, medios,
pesados y extra pesados. Teniendo los ligeros una densidad de entre 30 y
50 grados API, los medios de 20 a 30, los pesados de 10 a 20 y los extra
pesados menores a 10 grados API.
En el crudo están presentes varios tipos de hidrocarburos, como pueden ser
las parafinas e isoparafinas (parafinas ramificadas), naftenos o cicloalcanos,
aromáticos (derivados del benceno), asfálticos (que son componentes muy
difíciles de separar de la mezcla y que tienen estructuras muy complejas),
olefinas (no los hay como tales en el crudo, pero aparecen luego en las
distintas fracciones que se extraen en el proceso de refino) y mixtos (que
son los que pueden tener diferentes tipos de enlaces, es decir, que pueden
tener un porcentaje de los hidrocarburos anteriores).
3.8.1.2 Factor de correlación Kuop
En un crudo o una fracción de petróleo, conformada por una mezcla de
hidrocarburo, hay que utilizar un concepto equivalente a la temperatura de
ebullición de un compuesto puro. Este factor se lo conoce como Kuop cuya
expresión es:
121
Ecuación 3.1 Factor de correlación Kuop
(http://educaciones.cubaeduca.cu/medias/pdf/2428.pdf, 2012)
El valor de K es específico para cada familia de hidrocarburos:
Tabla 3.9 Caracterización General del Crudo del Campo Coca
(http://educaciones.cubaeduca.cu/medias/pdf/2428.pdf, 2012)
3.8.1.3 Clasificación de los crudos
Todas las clasificaciones pretenden distinguir la naturaleza de los crudos en
función de sus contenidos relativos en hidrocarburos parafinicos, naftenicos
y aromáticos, incluso mixtos. Ante la complejidad de su composición y la
diversidad de los crudos no hay ningún tipo de clasificación que se pueda
considerar definitiva.
Tabla 3.10 Clasificación de crudos según su base
(http://educaciones.cubaeduca.cu/medias/pdf/2428.pdf, 2012)
[3.1]
122
Este tipo de clasificación según su base no permite dar una idea de la
valoración económica de un crudo y por lo tanto su utilización práctica es
muy limitada, además también hay crudos de base mixta.
La clasificación de los crudos según el factor K se considera:
Tabla 3.11 Clasificación de crudos según el factor K
(http://educaciones.cubaeduca.cu/medias/pdf/2428.pdf, 2012)
La clasificación de los crudos según la densidad se considera:
Tabla 3.12 Clasificación de crudos según el factor K
(http://educaciones.cubaeduca.cu/medias/pdf/2428.pdf, 2012)
3.8.1.4 Crudo del Campo Coca
La producción del campo Coca proviene de la extracción de crudo de las
areniscas: Basal Tena, Hollín Superior, Hollín Principal, Napo “U”, el crudo
es analizado diariamente en función de las siguientes normas ASTM:
Para Gravedad API, norma ASTM D-1298
La Viscosidad Cinemática, por la norma ASTM D-445
Azufre en el Petróleo porcentaje en peso, norma ASTM D-4294
Agua por Destilación, porcentaje en volumen, norma ASTM D-4006
123
Sedimentos por Extracción, porcentaje en volumen, norma ASTM D-
473
Análisis de BSW Método de la Centrifugación, normas ASTM D 96-88
Existe más de una clasificación que pretende distinguir la naturaleza de los
crudos en función de sus contenidos relativos de hidrocarburos parafinicos,
naftenicos, y aromáticos e incluso mixtos. Ante la mencionada complejidad
de su composición y la diversidad de los crudos no hay una clasificación
que se pueda considerar como alternativa. Para el caso del crudo de 24 °
API que se extrae del campo Coca, en la clasificación que se según la
densidad (20 °API – 30 °API) se lo considera como “Petróleo Medio” y según
la clasificación de la familia de hidrocarburos según el factor K que es
específico para cada familia se considera el tipo “Naftenos o aromáticos
ligeramente sustituidos”.
La características principales del crudo del campo Coca que es utilizado
como fluido motriz del sistema power oil, tiene una gravedad API promedio
de 24.1 de acuerdo a esta densidad es un crudo mediano (medio), con una
Viscosidad Cinemática de 104,3 centistokes, el promedio mensual de
porcentaje en peso de Azufre de encuentra en el orden 1,06%.
El porcentaje de volumen promedio de BSW es 0,235%, el porcentaje de
agua promedio del fluido motriz es 0,228% y el porcentaje de sedimentos de
0,008%.
124
Tabla 3.13 Caracterización General del Crudo del Campo Coca
(Petroamazonas EP, 2012)
3.8.2 FLUIDO MOTRIZ AGUA DE FORMACIÓN
3.8.2.1 Propiedades Químicas y Físicas
El agua es generalmente considerada el solvente universal porque tiene la
capacidad de disolver prácticamente todas las sustancias inorgánicas
hasta cierto punto.
En su estado puro tiene las siguientes propiedades físicas:
FECHAAGUA POR
DESTILACION (% Vol)
SEDIMENTOS POR
EXTRACCION (% Vol)
BS&W (% Vol) METODO BASE
GRAVEDAD °API
VISCOSIDAD (cSt) @ 80oF
AZUFRE (% p)
NORMAS ASTM D 4006 ASTM D 473 ASTM D 96-88 ASTM D 1298 ASTM D 445 ASTM D 4294
1-Dec-12 0,300 0,008 0,308 23,9 104,7 1,092-Dec-12 0,300 0,007 0,307 23,8 106,1 1,093-Dec-12 0,300 0,007 0,307 23,8 108,2 1,104-Dec-12 0,260 0,008 0,268 23,6 109,3 1,105-Dec-12 0,300 0,008 0,308 23,7 106,8 1,106-Dec-12 0,230 0,007 0,237 23,6 107,1 1,107-Dec-12 0,340 0,008 0,348 23,7 106,5 1,118-Dec-12 0,290 0,007 0,297 23,7 102,8 1,119-Dec-12 0,320 0,008 0,328 23,7 102,1 1,1310-Dec-12 0,240 0,007 0,247 23,8 100,2 1,1111-Dec-12 0,300 0,008 0,308 23,9 103,4 1,1112-Dec-12 0,300 0,009 0,309 23,8 103,2 1,1113-Dec-12 0,250 0,008 0,258 23,7 101,8 1,3414-Dec-12 0,300 0,009 0,309 23,7 105,2 1,1115-Dec-12 0,250 0,007 0,257 23,8 100,8 1,1116-Dec-12 0,300 0,008 0,308 23,9 99,0 1,0717-Dec-12 0,300 0,008 0,308 23,7 105,5 1,3518-Dec-12 0,300 0,008 0,308 24,0 102,0 1,0619-Dec-12 0,250 0,008 0,258 23,8 101,4 1,0620-Dec-12 0,200 0,008 0,208 24,0 106,5 1,0621-Dec-12 0,150 0,007 0,157 23,9 105,2 1,0522-Dec-12 0,150 0,008 0,158 24,2 106,5 1,0723-Dec-12 0,250 0,006 0,256 24,4 107,1 1,0124-Dec-12 0,150 0,008 0,158 24,6 103,4 0,9825-Dec-12 0,100 0,007 0,107 24,7 105,2 0,9226-Dec-12 0,100 0,007 0,107 24,7 103,2 0,9127-Dec-12 0,120 0,007 0,127 24,8 102,1 0,9028-Dec-12 0,100 0,007 0,107 24,9 104,3 0,8829-Dec-12 0,110 0,006 0,116 24,7 102,6 0,8830-Dec-12 0,100 0,008 0,108 24,8 104,6 0,8731-Dec-12 0,100 0,007 0,107 24,9 105,7 0,86
PROMEDIO 0,228 0,008 0,235 24,1 104,3 1,06
CARACTERIZACIÓN GENERAL DEL CRUDO DEL CAMPO COCA
125
Tabla 3.14 Propiedades físicas del agua
(Patton. 1995)
La mayoría de los problemas de manipulación del agua en los
yacimientos surge del hecho de que el agua es un solvente muy
potente. Tanto las aguas producidas y las aguas superficiales contienen
considerables cantidades de impurezas. Ha tenido suficiente contacto
con tierra y formaciones rocosas y ha disuelto ciertos compuestos.
Además, usualmente contiene algunos sólidos en suspensión y gases
disueltos. El agua disolverá el metal. Los crecimientos microbiológicos
generalmente se desarrollan muy fácilmente en el agua. A medida que
cambian las condiciones de temperatura y presión, muchos de los
compuestos disueltos pueden llegar a ser insolubles en cierta medida,
precipitarse en el agua y formar incrustaciones. La cantidad y combinación
de dificultades que pueden surgir en la manipulación del agua es enorme.
En los yacimientos petrolíferos el agua se usa para muchos fines. Los
más comunes son:
Inyección en formaciones subsuperficiales para incrementar la
recuperación de petróleo y/o mantener la presión del reservorio.
Inyección en formaciones subsuperficiales para la eliminación de aguas
residuales.
Eliminación de aguas residuales en aguas superficiales.
126
Enfriamiento de las camisas de motores de gas natural, cilindros de
compresores, gas natural y otros fluidos de proceso.
Agua de alimentación de calderas y generadores de vapor.
Independientemente de la aplicación, existen dos objetivos primordiales
desde el punto de vista funcional:
Evitar la obturación y deposición de sólidos en líneas, contenedores y
pozos.
Prevenir la corrosión de los equipos de la superficie y de fondo de pozo.
3.8.2.2 Análisis Cuantitativo Del Agua Producida
Los análisis de agua son habitualmente llevados a cabo en laboratorios
por químicos expertos. Tienen la capacidad de realizar medidas
extremadamente exactas de las muestras de agua que se les provee. Sin
embargo, muchas propiedades del agua pueden cambiar rápidamente
luego del muestreo. Los más típicos son el pH, la temperatura, los
contenidos de gas disuelto, sólidos en suspensión, y la población
bacteriana. Esto significa que muchas de las propiedades que son de mayor
importancia pueden ser determinadas con exactitud solo si se las mide en el
emplazamiento. En consecuencia, un análisis exhaustivo de cualquier tipo
de agua generalmente supone ambos, análisis de laboratorio y de campo.
Es extremadamente importante que cualquier persona involucrada en un
proyecto agua de yacimiento petrolero posea conocimientos acerca de:
Los componentes y las propiedades del agua de más importancia
en los sistemas de agua.
La importancia de los mismos.
Los métodos analíticos que se utilizan normalmente, y los puntos
fuertes y débiles de cada método.
127
Si se posee conocimiento sobre estos ítems, es posible especificar qué
tipos de análisis son necesarios y conocer la importancia de sus resultados.
3.8.2.3 Componentes Primarios y Propiedades
En las operaciones de manipulación del agua estamos ante todo interesados
en los iones y propiedades físicas que son importantes desde el punto de
vista de la obturación o corrosión. La siguiente tabla detalla una lista de los
más importantes.
También puede ser conveniente medir la cantidad de cloro (un bactericida)
o la concentración de químicos presentes con el fin de monitorear su
efectividad.
En las operaciones de vapor y sistemas de enfriamiento la cantidad de sílice
(SiO2 ) en el agua también es importante, ya que puede formar depósitos.
128
Tabla 3.15 Componentes primarios y propiedades del Agua Producida
(Patton, 1995)
3.8.2.4 Importancia de los componentes y propiedades
3.8.2.4.1 Cationes
a. El Sodio es un componente notable en las aguas de los
yacimientos petroleros, pero normalmente no causa problemas. La
única excepción es la precipitación de NaCl de las concentraciones de
sal. (brines: salmueras)
b. El ión Calcio es un componente notable de las salmueras de los
campos de petróleo, su concentración puede llegar hasta 30.000
mg/L, aunque normalmente es considerablemente menor. El ión
calcio es importante ya que se combina fácilmente con
bicarbonatos, carbonatos o sulfatos para formar precipitados
insolubles y se precipita para formar incrustaciones o sólidos en
suspensión.
129
c. El ión magnesio está presente por lo general en concentraciones
mucho más bajas que el calcio. Suelen co- precipitarse con el ión calcio.
Es común encontrar magnesio en las incrustaciones de carbonato de
calcio.
d. El contenido natural de hierro de las aguas de formación es
normalmente bajo y su presencia indica corrosión. Puede estar
presente en solución como iones férricos (Fe+ + + ) o ferrosos (Fe+ +)
o puede estar en suspensión como un compuesto precipitado de hierro.
Con frecuencia se usan “contadores de hierro” para detectar y
monitorear la corrosión en un sistema. La presencia de compuestos
de hierro precipitados es una de las principales causas de la obturación
de las formaciones.
e. El bario es importante principalmente por su capacidad de
combinarse con el ión sulfato para formar sulfato de bario, que es
extremadamente insoluble. Aun en pequeñas cantidades puede causar
serios problemas.
f. El estroncio, como el bario y el calcio puede combinarse con sulfatos
para formar sulfato de estroncio insoluble. Aunque es más soluble
que el sulfato de bario, frecuentemente se encuentra mezclado con
el sulfato de bario en las incrustaciones.
3.8.2.4.2 Aniones
a. El ión cloruro constituye casi siempre el principal componente de
las salmueras producidas y generalmente está presente como
componente principal del aguadulce. La fuente principal del ión cloruro
es el NaCl por lo que la concentración del mismo se utiliza como una
medida de la salinidad del agua.
Aunque la deposición de sal puede ocasionar problemas,
normalmente trae aparejada pocas consecuencias. El problema principal
asociado al ión cloruro es que la corrosividad del agua aumenta a
medida que contiene más sales. En consecuencia, altas concentraciones
de cloruro significan más probabilidades de corrosión. El cloruro es
130
también un componente estable y su concentración es una de las
formas más fáciles de identificar el tipo de agua.
b. El ión sulfato presenta un problema por su capacidad de reacción
con el calcio, bario o estroncio para formar incrustaciones insolubles.
c. El ión bicarbonato puede reaccionar con el calcio, magnesio,
hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones insolubles. Está
presente en casi todos los tipos de agua. Su concentración es a
veces denominada alcalinidad naranja de metilo
d. Como el ión bicarbonato, el ión carbonato también puede reaccionar con
el calcio, magnesio, bario, y estroncio para formar incrustaciones
insolubles. El ión carbonato raramente está presente en las aguas
producidas ya que el pH es usualmente muy bajo (menor o igual a
8.3). La concentración de ión carbonato es denominada a veces
alcalinidad a la fenolftaleína.
3.8.2.4.3 Otras Propiedades
a. El pH es sumamente importante por diferentes razones. La solubilidad
de CaCO3, y compuestos de hierro depende en gran medida del pH.
Cuanto mayor sea el pH, más alta la tendencia a formar precipitados.
A medida que el pH disminuye (es más ácido) la tendencia del
agua a formar incrustaciones disminuye, pero su corrosividad se
incrementa. La mayoría de las aguas producidas tienen un pH entre 4 y
8.
Tanto el H2S y el CO2 son gases “ácidos” ya que tienden a disminuir el
pH del agua cuando se disuelven en agua. Se ionizan parcialmente
cuando se disuelven, y el grado de ionización es reflejado por el pH.
Esto es importante con respecto a su efecto en la corrosión y los
sólidos en suspensión.
Debido a que los valores de pH cambian rápidamente luego de que se
realiza una muestra, los mismos se deben medir inmediatamente luego
de la toma de la muestra.
131
b. La presencia de bacterias puede producir corrosión y/u obturación.
c. La cantidad de sólidos en suspensión que pueden filtrarse en un
volumen de agua determinado utilizando un filtro de membrana es una
base para calcular la tendencia a taponamiento del agua.
Comúnmente se utiliza un filtro 0.45µm.
d. Es posible calcular la distribución del tamaño de las partí culas de
los sólidos en suspensión en una muestra de agua por medio de
diversas técnicas. Este conocimiento puede resultar útil para
determinar la necesidad de filtrado y selección de filtro. Es también
útil para determinar el funcionamiento del filtro.
e. Determinar la forma de las partí culas por microscopía visual o
microscopía electrónica de rastreo puede ser útil también para
determinar la necesidad de filtrado.
f. Determinar la composición de los sólidos en suspensión hace
posible establecer su origen (productos corrosivos, partículas de
incrustaciones, arena en formación, etc.) y para que se puedan tomar
medidas correctivas apropiadas. El conocimiento de su composición
química también es importante desde el punto de vista del diseño
de un procedimiento de limpieza en caso de que haya obturaciones.
g. Turbidez significa simplemente que el agua no está “clara” y que
contiene materiales como sólidos en suspensión, aceite o burbujas de
gas. Es una medida del grado de “turbiedad” del agua. La medición
de la turbidez es generalmente usada para monitorear el
funcionamiento de los filtros.
h. La calidad del agua es una medida del grado relativo de
obturación que ocurre cuando se hace pasar un determinado
volumen de agua a través de un filtro de membrana, los que se
utilizan generalmente son los filtros 0.45µm. La utilidad de medir la
calidad del agua reside en gran medida en su uso como una
medida comparativa.
i. El oxígeno disuelto contribuye de manera importante a la
corrosividad del agua. Si el hierro disuelto también se encuentra
132
presente en el agua, la entrada de oxígeno en el sistema puede
resultar en el precipitado de hierro disuelto como óxido de hierro
insoluble lo que puede resultar en obturación. El oxígeno también
facilita el crecimiento de organismos aeróbicos.
j. El dióxido de carbono influye en el pH, la corrosividad y la
tendencia a formar incrustaciones de CaCO3 del agua.
k. La presencia de sulfuros en agua aumentara su corrosividad. Los
sulfuros disueltos existen en el agua como una mezcla de iones HS y
gas H2S disuelto con valores de pH que normalmente se encuentran en
el agua producida. Se mide y se denomina a la concentración de ambos
como “sulfuros totales”. Puede estar presente naturalmente en el
agua, o puede estar generado por organismos sulfato reductores. Si un
agua libre de H2S comienza a mostrar trazas de H2S, esto indica que
los organismos sulfato reductores están presentes en el sistema.
l. La presencia de aceite disperso o emulsionado en el agua
normalmente presenta un problema cuando se inyecta aguas
producidas.
El aceite en el agua puede disminuir la inyectividad de varias maneras.
Se debe realizar un análisis detectar para el contenido de aceite en
todas las aguas, cualquiera sea su origen ya que el agua se puede
contaminar con aceite de diferentes maneras.
m. La temperatura del agua afecta la tendencia a formar incrustaciones, el
pH y la solubilidad de gases en agua. El peso específico del agua es
también una función de la temperatura.
n. El total de sólidos disueltos es simplemente la cantidad de materia
disuelta en un volumen determinado de agua. Se puede calcular por
medio de la suma de la concentración de todos los cationes y aniones
que aparecen en el informe de análisis del agua; o puede medirse por
medio del peso del residuo que resulta de la evaporación de una
muestra de agua.
133
3.8.2.5 Calidad de Agua
En los sistemas de inyección de agua, la calidad del agua es una medida del
grado relativo de plungging que ocurre cuando en volumen determinado de
agua se hace circular a través de una membrana de un tamaño de poro
determinado. Normalmente, se utiliza un tramo de poro de 0,45 um.
La National Association of Corrosión Engineers ha aprobado un método
estándar para realizar la prueba. Se utilizan varios métodos modificados. Sin
embargo, la prueba básica consiste en forzar un volumen determinado de
agua a través de un filtro bajo presión constante. El volumen acumulativo a
través de un filtro se registra en función del tiempo, y el caudal para cada
incremento del tiempo se calcula por los datos. El caudal se diagrama versus
el volumen acumulativo en un gráfico semi logarítmico. La pendiente de la
recta indica la “calidad” o el grado de obturación que ocurrió con esa
muestra de agua en particular, como se ilustra en el siguiente grafico.
Gráfico 3.7 Gráfico de Calidad del Agua
(Patton, 1995)
134
También es una medida de la permeabilidad de la torta de filtración que se
forma la membrana. Cuando más pronunciada sea la pendiente, la torta
formada por los sólidos serán menos permeables.
El punto importante a realizar acerca de la prueba de calidad del agua es
que es una forma de comparar la tendencia relativa de diferentes
aguas a obturar el filtro de membrana. No tiene necesariamente
ninguna correlación con la tendencia de un agua a obturar la formación.
Tabla 3.16 Interpretación de las curvas de la calidad del agua
(Patton, 1995)
La utilidad de la prueba de calidad del agua consiste en su uso como
una prueba comparativa.
La prueba de calidad del agua puede usarse para detectar cambios en
un agua en un punto determinado en un sistema a través de un periodo
de tiempo.
Las pruebas pueden realizarse en varios puntos en un sistema
para detectar cambios que pueden estar ocurriendo entre la fuente
de agua y los pozos de inyección.
Se pueden comparar diferentes aguas.
A través de la experiencia, se pueden establecer los estándares
mínimos de calidad del agua para un área específica. La correlación
135
cuidadosa de las medidas de calidad del agua con datos de
inyectividad pueden ser muy útiles para determinar las condiciones de
filtración.
Cualquier material insoluble en agua reducirá su calidad. Los productos
de la corrosión, incrustaciones formadas por el agua, arcilla, sedimento,
aceite, químicos de tratamiento insolubles, crecimiento de bacterias o algas
contribuirán a disminuir la calidad.
Debe ser evidente que la calidad necesaria se determinará en gran
medida por la permeabilidad del reservorio. Las zonas con baja
permeabilidad requerirán mejor agua que reservorios de alta permeabilidad.
Lo que es considerado de calidad aceptable en un área o zona puede
rápidamente plug una formación diferente.
3.8.2.6 Guía del Índice de la Calidad del Agua
Una guía del índice de calidad de agua propuesta por Amoco se
proporciona en la siguiente tabla.
3.8.2.6.1 Predicción de Deterioro de Pozo
Otro enfoque para la presentación de la interpretación de los datos de la
calidad del agua fue desarrollado por Barkman y Davison, ellos
desarrollaron métodos y teoría que se puede utilizar para interpretar los
datos de la calidad del agua con los filtros de la membrana o núcleos
para predecir el deterioro de pozos a partir de sólidos suspendidos.
A pesar que este método puede ser utilizado para realizar
predicciones relativas, los valores de vida media estimados han probado
ser no confiables en la práctica.
136
Tabla 3.17 Guía de Índice de Calidad de Agua
(Patton, 1995)
3.8.2.7 Índice de Taponamiento Relativo
Amoco desarrollo un método de analizar la calidad del llamado Relative
Plugging Index (Indice Relativo de Taponamiento).
RPI = TSS – MTSN
Donde: TSS = Total de Sólidos Suspendidos, ppm
MTSN = Testeo Miliporo del Numero de la Pendiente
3.8.2.8 Incrustaciones Formadas en el Agua
La solubilidad se define como la cantidad limitada de un soluto que
se puede disolver en un disolvente bajo un conjunto de condiciones
físicas determinadas. Las especies químicas que nos competen están
presentes en una solución acuosa como iones. Ciertas combinaciones
de estos iones son compuestos que tienen muy poca solubilidad en
agua. El agua tiene una capacidad limitada para mantener estos
compuestos en solución, y una vez que se excede esta capacidad, o
solubilidad, los compuestos se precipitan de la solución como sólido.
Por lo tanto la precipitación de los materiales sólidos que pueden
formar un oxido pueden ocurrir si se cumplen ambas de las siguientes
condiciones:
1. El agua contiene iones que son capaces de formar compuestos de
solubilidad limitada.
137
2. Hay un cambio en las condiciones físicas o composición del agua
que disminuye la solubilidad bajo las concentraciones presentes. Los
sólidos precipitados pueden estar en suspensión en el agua, o pueden
formar un oxido coherente sobre una superficie como en una pared de
tuberías. El atascamiento que se forma puede ocurrir por la filtración de
las partículas suspendidas del agua. O, un oxido de sólidos puede
formarse sobre una superficie en formación. Cualquiera de las dos es
indeseable. La dificultad para su eliminación varía con el tipo de
atascamiento que haya ocurrido. La formación de óxidos
frecuentemente restringe el flujo a través de líneas de inyección y
flujo, tubing strings (caños de tuberías). Esto causa el uso de
bombas o tapones y crea unas cargas de varas adicionales cuando
se forma sobre varas de succión. Las tubos de fuego en todo tipo
de calefactores fallan prematuramente cuando el óxido que se forma
provoca un recalentamiento. La corrosión es siempre más severa
bajo un depósito de escala.
Los óxidos que se forman por el agua son responsables de muchos
problemas de producción y su eficaz control debería ser uno de los
objetivos principales de cualquier operación eficiente de manejo de agua.
3.8.2.9 Incrustaciones Comunes
De las varias óxidos posibles que forma el agua, solo unas pocos se
encuentran comúnmente en las aguas de los yacimientos. Estos óxidos
aparecen en la tabla 3.1 junto con las variables principales que afectan su
solubilidad.
3.8.2.10 Carbonatos de Calcio
Los óxidos de carbonatos de calcio se pueden formar por la combinación de
un ion de calcio de carbonato de la siguiente manera.
138
Ca++ + CO3 = CaCO3
Tabla 3.18 Escalas Comunes de Yacimientos
(Patton, 1995)
3.8.2.11 Gravedad de la incrustación de Carbonatos de Calcio
La siguiente tabla describe la severidad de la incrustación de carbonatos de
calcio en permitiendo evaluar la gravedad de los depósitos.
Tabla 3.19 Gravedad de la incrustación del Carbonato de Calcio
(Patton, 1995)
3.8.2.12 Características del Agua de Formación del Campo Coca
Los análisis físicos químicos del agua de formación del campo Coca nos
permiten conocer la Calidad de Agua, se realizaron muestreos de tres
puntos distintos e importantes del proceso; la salida del tanque de lavado, la
139
salida de los tanques de agua de formación y la descarga de las bombas
booster del sistema de reinyección de agua.
La valoración de datos obtenidos se analizaron mediante el método de Oddo
y Tomson que determina la Tendencia Incrustante en función de los valores
del Potencial de Precipitación CaCO3 PTB, el Índice de Saturación SI.
El análisis de la Calidad del Agua de formación realizado mediante la
obtención del Total de Sólidos Suspendidos (TSS), ppm y el Testeo Miliporo
del Numero de la Pendiente (MTSN), nos permite determinar el Índice de
Taponamiento Relativo(RPI)que es un parámetro de suma importancia que
nos permite proyectar el comportamiento de la inyección en pozos y corregir
problemas de depositación de sólidos con y como consecuencia la
disminución de la permeabilidad y por ende la incrustación.
En resumen el agua de formación del Campo Coca se puede describir como
una agua noble ya que su composición físico química describe una
tendencia incrustante LEVE, con un valor de 9,61 de RPI que describe que
es un AGUA BUENA PARA INYECTAR, el índice de saturación SI de 0,64
que es un VALOR POSITIVO que indica que puede existir incrustación pero
es controlable, el Potencial de Precipitación PTB expresa un valor de 70,0
PTB expresando POCOS PROBLEMAS DE INCRUSTACIÓN, los valores
más importantes son los análisis realizados en la descarga de las bombas
booster que es el punto de alimentación hacia las bombas de alta presión
National 300Q 5H que alimentan con el fluido motriz a todas las bombas jet
del sistema de bombeo hidráulico.
140
Tabla 3.20 Análisis Físico -Químico del Agua de Formación del Campo Coca
(Petroamazonas EP, 2012)
Fecha
Pozo
Locación
Campo
Na+
(mg/l)* 253
Mg2+
(mg/l) 120
Ca2+
(mg/l) 240
Ba2+
(mg/l) 0
Hierro total (mg/l) 1,0
Cl-
(mg/l) 700
SO42-
(mg/l) 2
Bicarbonatos (mg/l HCO3) 800
TDS (Medido) (mg/l) 1900
pH medido --- 6,7
CO2 en agua (mg/l) 288
H2S agua (mg/l) 0,300
Aceite en agua (ppm) 12
Oxígeno disuelto (ppb) 30
BAPD (BAPD) 6850
Temperatura bomba Booster (°F) 124
Temperatura de cabeza (°F) 124
Presión bomba Booster (psia) 40
Presión de cabeza (psia) 1300
TENDENCIA DEL POZO
Potencial de Precipitación CaCO3 PTBa SI Tendencia Incrustante
70 0,64 LEVE
Potencial de Precipitación CaCO3 PTBa SI Tendencia Incrustante
62 0,56 LEVE
CABEZA DEL POZO
Estación CocaBloque 07
ANALISIS FISICO-QUIMICOPARA POZOS INYECTORES
7-Dec-12
PUNINO 1
DESCARGA BOOSTER
141
Tabla 3.21 Índice Relativo de Taponamiento (RIP)
(Petroamazonas EP, 2012)
3.9 CALCULO VOLUMÉTRICO PARA EL SISTEMA EN COCA
3.9.1 Calculo de volumen de crudo en la red de fluido motriz,
producción y completacion de pozos
El sistema Bombeo Hidráulico (Power Oil) centralizado en campo Coca está
compuesto por cuatro unidades con bombas de desplazamiento positivo tipo
pistón que operan en paralelo y desplazan un caudal de 9.646 bpd de crudo
con un BSW promedio de 0.235 %, este fluido permite el funcionamiento de
11 pozos.
16-Dec-12
Salida Salida Tk agua DescargaWash Tank TK 211 Booster
Aceite (mg/l) 2,33 5,43 1,60
Carbonatos (mg/l) 0,67 1,71 0,80Sulfuros (mg/l) 1,00 2,57 0,60
Insolubles en HCl (mg/l) 2,00 1,14 1,60TSS (mg/l) 6,00 10,86 4,60
RPI 14,62 15,86 9,61
Observación CUESTIONABLE CALIDAD POBRE BUENA PARA INYECTAR
PARAMETROS UNIDAD
DETERMINACION CUANTITATIVA DE SOLIDOS
INDICE RELATIVO DE TAPONAMIENTO
ANALISIS DE CALIDAD DE AGUA DE FORMACION - INYECTOR PUNINO - 01
ANALISIS DE FILTRADO CON MILLIPORE
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
Wash Tank TK 211 Booster
mg
/l
CALIDAD DEL AGUA - INYECTOR PUN - 001
Aceite Carbonatos Sulfuros
142
Figura 3.37 Distribución de los pozos del Campo Coca
(Petroamazonas EP, 2012)
El desplazamiento del fluido motriz funciona mediante una red compuesta de
una línea principal de 4” a determinados pozos y ramales con tubería de 3
½” y 2 7/8” de alta presión permitiendo así el aprovisionamiento del fluido
motriz crudo. El caudal y presión que las bombas de subsuelo debe recibir
obedece al diseño de las mismas, los parámetros de inyección son
controlados en superficie mediante las válvulas reguladoras de flujo (VRF),
la medición del caudal de inyección lo realizamos con turbinas y
analizadores de flujo instaladas en cada pozo.
La concepción de diseño, construcción y pruebas para la línea de inyección
de fluido motriz 4” fue realizada de acuerdo a la norma ASME B31.3 de
“Tubería de Procesos”.
143
La clase de la tubería de 4” es ANSI 2500 las normas que hacen referencia a
la construcción del material son la ASTM-A106 GR B, API-5LGR, se clasifica
como XXS en función del espesor de la pared que es 0.674”.
La clasificación de presión versus temperatura en mención de la aplicación
de la norma ASME B16.5 expone como condición máxima de diseño: 5880
PSIG de presión a una temperatura de 250 °F.
Las líneas de producción o retorno al manifold de la estación Coca son de 4”
clasificación ANSI 150 estándar STD el material ASTM-A106, API-5LGR B,
para parámetros de operación máximos de 245 PSIG de presión con 250 °F
de temperatura.
Tabla 3.22 Especificaciones de Tubería
(Petroamazonas EP, 2012)
144
Coca 01
El pozo productor Coca-01 es un pozo vertical que se encuentra completado
para bombeo hidráulico con tubería de revestimiento(Casing) de 5 ½” J-55
N80 de 17 LB/pie y tubería(Tubing) de 2 7/8”, como parte de la completación
se encuentra la camisa de producción de 2 7/8” x 2.31” tipo “L” a una
profundidad de 8.229,03 pies altura a la cual circulara el fluido motriz con la
producción del pozo se realizaron los cálculos de los volúmenes de
empaquetamiento en la tubería y el espacio anular considerando el BSW con
un valor neto a recuperarse de 105 BBLS.
En superficie el pozo se encuentra a una distancia 863 metros de la
estación, la línea de fluido motriz llega con un diámetro de 4” de igual forma
la de retorno, la capacidad total almacenada en las líneas de superficie es 77
BBLS, para el cálculo del volumen de crudo empaquetado debemos
descontar el porcentaje de BSW determinando que el total de crudo
empaquetado en superficie es 68BBLS.
Coca 02
Es el pozo más cercano a la estación Coca su distancia es de 150 metros,
las líneas de fluido motriz y producción son de 4” de diámetro, la capacidad
total almacenada en las líneas de superficie es 14BBLS, para el cálculo del
volumen de crudo empaquetado debemos descontar el porcentaje de BSW
determinando que el total de crudo empaquetado en superficie es 10BBLS.
Es un pozo perforado en forma vertical que actualmente produce de la
arenisca “BT” que se encuentra completado para bombeo hidráulico con
tubería de revestimiento(Casing) de 7” C-95 N80 de 26LB/pie y
tubería(Tubing) de 31/2” EUE N80, como parte de la completación se
encuentra una Cavidad National31/2” x 48” a una profundidad de 8.142,0
pies de altura , los cálculos de los volúmenes de empaquetamiento en la
tubería y el espacio anular considerando el BSW se determina un valor neto
a recuperarse de 41BBLS.
145
Coca 04
En superficie el pozo se encuentra a una distancia de 2.800 metros de la
estación, la línea de fluido motriz llega con un diámetro de 4” de igual forma
la de retorno, la capacidad total almacenada en las líneas de superficie es
145BBLS, para el cálculo del volumen de crudo empaquetado debemos
descontar el porcentaje de BSW determinando que el total de crudo
empaquetado en superficie es 27BBLS.
Únicamente se recuperara el fluido que se encuentra en las líneas de
superficie ya que opera con una bomba pistón 3x 54”, las bombas pistón no
están diseñadas para trabajar con agua de formación, por tanto se considera
en el proyecto realizar un Workover para cambiar a sistema de
levantamiento artificial a bombeo electrosumergible.
Coca 06
Coca-06 es un pozo vertical con completación para bombeo hidráulico, la
tubería de revestimiento(Casing) de 7” C-95 N80 de 26 lb/pie y
tubería(Tubing) de 3 1/2”, la camisa de circulación como parte de la
completación se encuentra Cavidad National 2 7/8” a una profundidad de
9.312,51 pies altura a la cual circulara el fluido motriz con la producción del
pozo se realizaron los cálculos de los volúmenes de empaquetamiento en la
tubería y el espacio anular considerando el BSW con un valor neto a
recuperarse de 34BBLS.
En superficie el pozo se encuentra a una distancia 2.300 metros de la
estación, la línea de fluido motriz llega con un diámetro de 4” de igual forma
la de retorno, la capacidad total almacenada en las líneas de superficie es
194BBLS, para el cálculo del volumen de crudo empaquetado debemos
descontar el porcentaje de BSW determinando que el total de crudo
empaquetado en superficie es 119BBLS.
146
Coca 07
Con perforación vertical y completado para bombeo hidráulico, la tubería de
revestimiento(Casing) de 7” C-95 N80 de 26 LB/pie y tubería(Tubing) de 3
1/2”, la camisa de circulación como parte de la completación se encuentra la
camisa de producción de 2 7/8” x 2.31” tipo “L” a una profundidad de
8.063,13 pies altura a la cual circulara el fluido motriz con la producción del
pozo. Realizados los cálculos de los volúmenes de empaquetamiento en la
tubería y el espacio anular considerando el BSW con un valor neto a
recuperarse de 144BBLS.
En superficie el pozo se encuentra a una distancia 2.000 metros de la
estación con 14 BBLS de crudo empaquetado en la línea de producción de
4” de diámetro. Para la línea de fluido motriz con una longitud de 100 metros
en 4”, y un tramo adicional con tubería de 2 7/8” que interconecta al pozo a
100 metros, la capacidad total almacenada 6BBLS de crudo.
Coca 10
Está considerado el cambio de sistema de levantamiento artificial de bombeo
hidráulico a bombeo electrosumergible, el pozo produce con una bomba
pistón que no están diseñadas para trabajar con fluido motriz agua. Se
analiza este cambio para mantener la producción ya que se podría cambiar a
una bomba jet, que produciría con un aporte menor por su baja eficiencia.
La longitud de las líneas de superficie al pozo se encuentra a una distancia
de 1.900 metros de la estación, la línea de fluido motriz llega con un
diámetro de 4” de igual forma la de retorno, la capacidad total almacenada
en las líneas de superficie es 107BBLS, para el cálculo del volumen de crudo
empaquetado debemos descontar el porcentaje de BSW determinando que
el total de crudo empaquetado en superficie es 24 BBLS.
Coca 11
Produce de las areniscas “T” y “U” simultáneamente por problemas en la
completación de fondo. Es un pozo vertical que se encuentra completado
para bombeo hidráulico con tubería de revestimiento(Casing) de 7” C-95 N80
147
de 26 LB/pie y tubería (Tubing) de 3 1/2”, la camisa de circulación como
parte de la completación se encuentra la camisa de producción de 3 1/2” x
2.81” tipo “CMD” a una profundidad de 8272,31 pies altura a la cual circulara
el fluido motriz con la producción del pozo se realizaron los cálculos de los
volúmenes de empaquetamiento en la tubería y el espacio anular
considerando el BSW con un valor neto de crudo a recuperarse de
181BBLS.
En superficie el pozo se encuentra a una distancia 2.900 metros de la
estación, la línea de fluido motriz llega con un diámetro de 4” de igual forma
la de retorno, la capacidad total almacenada en las líneas de superficie es
157BBLS, para el cálculo del volumen de crudo empaquetado debemos
descontar el porcentaje de BSW determinando que el total de crudo
empaquetado en superficie es 109BBLS.
Coca 12
Produce de la arenisca “HS”, es un pozo vertical que se encuentra
completado para bombeo hidráulico con tubería de revestimiento(Casing) de
7” C-95 N80 de 26 LB/pie y tubería (Tubing) de 3 1/2”, la camisa de
circulación como parte de la completación se encuentra la camisa de
producción de 3 1/2” x 2.81” tipo “CMD” a una profundidad de 8.158,00 pies,
altura a la cual circulara el fluido motriz con la producción del pozo se
realizaron los cálculos de los volúmenes de empaquetamiento en la tubería y
el espacio anular considerando el BSW con un valor neto de crudo a
recuperarse de 252BBLS.
En superficie el pozo se encuentra a una distancia 1.650 metros de la
estación, la línea de fluido motriz llega con un diámetro de 4” de igual forma
la de retorno, la capacidad total almacenada en las líneas de superficie es
104BBLS, para el cálculo del volumen de crudo empaquetado debemos
descontar el porcentaje de BSW determinando que el total de crudo
empaquetado en superficie es 60BBLS.
148
Coca 13
Produce de la arenisca “U”, es un pozo vertical que se encuentra completado
para bombeo hidráulico con tubería de revestimiento(Casing) de 7” C-95 N80
de 26 LB/pie y tubería (Tubing) de 3 1/2”, la camisa de circulación como
parte de la completación se encuentra la camisa de producción de 3 1/2” x
2.81” tipo “CMD” a una profundidad de 8.932,53 pies, altura a la cual
circulara el fluido motriz con la producción del pozo se realizaron los cálculos
de los volúmenes de empaquetamiento en la tubería y el espacio anular
considerando el BSW con un valor neto de crudo a recuperarse de 226
BBLS.
En superficie el pozo se encuentra a una distancia 4.400 metros de la
estación, la línea de fluido motriz llega con un diámetro de 4” de igual forma
la de retorno, la capacidad total almacenada en las líneas de superficie es
284BBLS, para el cálculo del volumen de crudo empaquetado debemos
descontar el porcentaje de BSW determinando que el total de crudo
empaquetado en superficie es 247BBLS.
Coca 15
Produce de la arenisca “BT”, se encuentra a la estación Coca su distancia
es de 1.600 metros, las líneas de fluido motriz y producción son de 4” de
diámetro, la capacidad total almacenada en las líneas de superficie es 107
BBLS, para el cálculo del volumen de crudo empaquetado debemos
descontar el porcentaje de BSW determinando que el total de crudo
empaquetado en superficie es 76 BBLS.
Es un pozo perforado en forma vertical, se encuentra completado para
bombeo hidráulico con tubería de revestimiento(Casing) de 7” C-95 N80 de
26 LB/pie y tubería(Tubing) de 3 1/2” EUE N80, como parte de la
completación se encuentra una Cavidad Oil Well 3 1/2” a una profundidad
de 9.293,25 pies de altura , los cálculos de los volúmenes de
149
empaquetamiento en la tubería y el espacio anular considerando el BSW se
determina un valor neto a recuperarse de 326BBLS.
La red del sistema centralizado se compone de 6.563 metros de tubería de
4”, 1.300 metros de tubería de 3 ½” y 200 metros de tubería de 2 7/8”.
El volumen de crudo recuperable en superficie son 864 BBLS, en las
completaciones de fondo 1.460 BBLS, el total recuperable neto de crudo
2.364 BBLS.
Tabla 3.23 Cálculo de Volumen en Líneas de Superficie y Completación
(Petroamazonas EP, 2012)
Diámetro
(pulg) (m) (pie) BSW % Total Recuperado (m) (pie) BSW % Total Recuperado
Coca-01 4 863 2831 20 45 36 4 863 2831 0,3 32 32
Coca-02 4 150 492 51 8 4 4 150 492 0,3 6 6
Coca-04 4 2800 9184 70 145 43 4 900 2952 0,3 34 34
Coca-06 4 2300 7544 63 119 44 4 2000 6560 0,3 75 75
Coca-07 4 2000 6560 86 103 14 4 2 7/8 100+100 656 0,3 6 6
Coca-08 4 2900 9512 65 150 52 4 3 1/2 0+600 1968 0,3 17 17
Coca-10 4 1900 6232 85 98 15 4 2 7/8 200+100 984 0,3 9 9
Coca-11 4 2900 9512 32 150 102 4 250 820 0,3 7 7
Coca-12 4 1650 5412 50 85 42 4 3 1/2 0+650 2132 0,3 19 18
Coca-13 4 4400 14432 16 227 191 4 1500 4920 0,3 56 56
Coca-15 4 1600 5248 37 83 52 4 3 1/2 600+50 2296 0,3 24 24
1212 595 286 285
880 BBL
Pozo
(pulg)
Longitud Volumen (bbl) Diámetro Longitud Volumen (bbl)
LINEA DE INYECCIÓN
TOTALTOTAL
LINEAS DE SUPERFICIE
LINEA DE RETORNO
Peso Capacidad Peso Capacidad Tipo Profundidad TBGAnular (TBG -
TBGAnular
(TBG -
OD ID CD lb/ft bbl/ft OD ID CD lb/ft bbl/ft pulg ft bbls bbls bbls bbls
Coca-01 Vertical BT 5 1/2 4,778 N80 20 0,0222 2 7/8 2,441 N80 6,5 0,0058 2 7/8 x 2.31" L 8229,03 48 116 48 57
Coca-02 Vertical BT 7 6,276 C95 26 0,0383 3 1/2 2,992 N80 9,3 0,0087 Cavidad 3 1/2" 8142,00 71 215 71 64
Coca-06 Vertical HS 7 6,276 C95 26 0,0383 3 1/2 2,992 N80 9,3 0,0087 Cavidad 2 7/8" 9312,51 81 246 81 34
Coca-07 Vertical HS 7 6,276 N80 26 0,0383 3 1/2 2,992 N80 9,3 0,0087 3 1/2 x 2.81" L 8063,13 70 213 70 75
Coca-11 Vertical BT+U 7 6,276 N80 26 0,0383 3 1/2 2,992 N80 9,3 0,0087 3 1/2 x 2.81" CMD 8272,31 72 218 72 109
Coca-12 Vertical HS 7 6,276 N80 26 0,0383 3 1/2 2,992 N80 9,3 0,0087 3 1/2 x 2.81" CMD 8158,00 71 215 71 181
Coca-13 Vertical U 7 6,276 N80 26 0,0383 3 1/2 2,992 N80 9,3 0,0087 3 1/2 x 2.81" CMD 8932,53 78 236 78 148
Coca-15 Vertical BT 7 6,276 N80 26 0,0383 3 1/2 2,992 N80 9,3 0,0087 Cavidad 3 1/2" 9293,25 81 245 81 245
572 1705 571 913
BBL
BBL
1483
2364
Diámetro pulg
REVESTIDOR (CSG)
Diámetro pulg
TUBERÍA (TBG) VOLUMENVOLUMEN
RECUPERABLECAMISA (SL SL)
PozoTipo de
Perforación
Zona
TOTAL
COMPLETACIONES
150
Para el cálculo del volumen en las líneas de superficie y en la completación
de fondo se utilizaron las siguientes ecuaciones:
Ecuación 3.2 Capacidad de Tubería
������������ /�� =�� �
1029,4
ID = Diámetro Interno
Ecuación 3.3 Capacidad en el Espacio Anular
������������ /�� =�� � − ���
1029,4
ID = Diámetro Interno del Casing
OD = Diámetro Externo del Tubing
Ecuación 3.4 Volumen en Barriles
���������� = !"! #$!$��� /%&' ∗ ���)#*�$%&'
Ecuación 3.5 Porcentaje de BSW real
+,-./01 =((+3�� + +���5 ∗ +,-./65 − +��� ∗ +,-789
+3��
BFPD = Barriles Fluidos Por Día
BIPD = Barriles Inyectados Por Día
[3.2]
[3.3]
[3.4]
[3.5]
151
3.9.2 Calculo de volumen de crudo en tanque de fluido motriz
El tanque de almacenamiento de crudo T-102 del campo Coca tiene una
capacidad de almacenamiento de 24.680 BBLS y una altura total de 36 pies,
recibe la producción del campo 1.358 BOPD que se transfiere hacia la
estación central Sacha con un BSW menor al 0,5%.
Adicional este tanque funciona como tanque de acondicionamiento y
abastecimiento de fluido motriz para el sistema power oíl.
El tanque funciona con un nivel estable de 8.87 pies de altura, el aforo del
tanque es de 685.56 barriles por pie y un volumen de crudo permanente
almacenado de 6.080,92 BBLS.
La succión para el sistema power oíl se encuentra a una altura de 4 pies con
una tubería de 12” y el nivel operativo mínimo en el tanque en cuanto a la
succión para la trasferencia es 4.5 pies.
Estas condiciones permitirán recuperar un volumen de crudo aproximado de
3.000 BBLS que se podrá bombear (vender) al cambiar a fluido motriz agua
como se describe en la tabla 3.19.
Tabla 3.24 Cálculo de Volumen de crudo en tanque de fluido motriz
(Petroamazonas EP, 2012)
Nivel Mínimo (pies)
BBLSNivel
Operativo (pies)
BBLS
4.50 3,085.02 8.88 6,085.03
TANQUE T-102 PARA ALMACENAMIENTO Y ADECUACIÓN DE FLUIDO MOTRIZ
Crudo para recuperar al cambiar a fluido motriz
agua (BBLS)
3,000
TRANSFERENCIA POWER OIL
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
152
El presente capítulo tiene como meta analizar la factibilidad del cambio de
fluido motriz crudo por agua de formación en el sistema power oíl de la
estación Coca, considerando diferentes factores que hacen mención al
balance económico del proyecto los diferentes razones, costos de montaje
de facilidades, pérdidas de producción por paradas de las unidades, costos
de materiales para los mantenimientos.
Para la plasmar los montos que hacer referencia a pérdidas por producción
se asume que el costo por barril se encuentra en 90 dólares.
Adicional se va considerar los costos de inversión por reacondicionamientos
de pozos, compra de grupos electrógenos, compra de equipos de superficie,
análisis de tratamiento químico, e incrementos de producción.
4.1 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA Y COSTOS DE LAS
ACTIVIDADES A REALIZAR.
Para la determinación del calendario de actividades previstas en este
proyecto se lo ha elaborado en base a la información adquirida en el sitio
donde se ejecutaría físicamente el proyecto, pues este será un soporte
ajustado a la realidad con lo cual garantizaremos que cada tarea a
desarrollar estará enmarcado en datos técnicos, valores económicos,
recursos actualizados para cada una de las tareas.
Rediseño y cambio de bombas de subsuelo.
Reacondicionamiento de pozos para cambio de tipo de levantamiento
artificial.
Construcción e instalación de líneas para bombas HPS del nuevo
sistema centralizado de fluido motriz.
Montaje e instalación de bombas HPS del nuevo sistema centralizado de
fluido motriz.
153
4.1.1 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA EL REDISEÑO Y
CAMBIO DE BOMBAS DE SUBSUELO
4.1.1.1 Descripción de la actividad
El cronograma de actividades para la tarea de rediseño y cambio de bombas
de subsuelo se presenta en la tabla 4.1, donde constan el orden de los
pozos que se realizarían el rediseño de las bombas jet de subsuelo, así
como también los pozos en los cuales se cambiarían de bomba de pistón a
jet. En el cronograma se indican las tareas específicas y los periodos de
duración.
Tabla 4.1 Cronograma de rediseño y cambio de bombas
(Petroamazonas EP, 2012)
La realización de estas actividades, estarán a cargo del Departamento de
Operaciones, Facilidades y Construcciones se ha considerado como fecha
factible de inicio desde el 1 de octubre del 2012, estimando culminar con las
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Rediseño de bomba en Pozo COCA-001
Rediseño de bomba en Pozo COCE-007
Rediseño de bomba en Pozo COCI-011
Rediseño de bomba en Pozo COCJ-012
Rediseño de bomba en Pozo COCK-013
Rediseño de bomba en Pozo COCB-002
Rediseño de bomba en Pozo COCL-015
TAREA ACTIVIDADESOCTUBRE 2012
RE
DIS
EÑ
O Y
CA
MB
IO D
E B
OM
BA
S D
E
SU
BS
UE
LO
154
actividades de rediseño y cambio de bombas en los pozos, el día 9 de
Octubre del 2012.
Cabe mencionar que en las actividades de los pozos COCA-001 hasta
COCK-013, según consta el orden en el cronograma de actividades, están
considerados hacerlo un pozo por cada día, con jornada diurna (06:00 a
18:00).
En cada pozo está planificado realizar el rediseño de la nueva bomba, luego
se debe proceder a recuperar la bomba que se encuentra operando y por
último bajar la nueva bomba de subsuelo rediseñada.
No se puede dejar de indicar que se puede presentar inconvenientes durante
el desarrollo de la actividad en cualquiera de los pozos, por lo cual se
considera como alternativa laborar en jornada nocturna (18:00 a 06:00) lo
cual es habitual, debido a que en el área de operaciones específicamente las
labores son ininterrumpidas, por lo cual se trabajan las 24 horas, y
consecuencia de esto en campo se tiene personal para las dos jornadas en
el día.
En cambio en los pozos COCB-002 y COCL-015, se tiene planificado hacer
cada actividad en dos días, por cuanto se tiene que rediseñar y armar una
nueva bomba completa, ya que la que la bomba que al momento se
encuentra operando es muy diferente a la que se tiene proyectada bajar.
Cabe señalar también que la tarea de recuperar la bomba actual e instalar la
nueva requieren de un trabajo más minucioso así como de la movilización de
más equipos, lo cual representaría mayor tiempo en realizar dicha tarea.
De la misma manera se tiene previsto que se pueden presentar
inconvenientes durante el desarrollo de las actividades, lo cual implicaría que
155
se extiendan los tiempos planificados para estas actividades, por lo que se
consideran también las jornadas nocturnas.
4.1.1.2 Recursos requeridos
Para desarrollar las actividades de la tarea de rediseño y cambio de bombas
de subsuelo se va a requerir de los recursos que se indican en la siguiente
tabla 4.2.
Tabla 4.2 Recursos para el rediseño y cambio de bombas
(Petroamazonas EP, 2012)
Recurso Humano: En cada actividad se empleará un total de 9 personas
1 Ingeniero de Operaciones.
1 Operador de Islas.
1 Técnico de Campo de la empresa, proveedora de los equipos de
subsuelo.
4 personas de apoyo (para la unidad de slick line y el camión torre).
HUMANOS MATERIALES TÉCNICOS FINANCIEROS
9
9
9
9
9
9
9
RECURSOS
Rediseño de bomba en Pozo COCB-002
Rediseño de bomba en Pozo COCL-015
ACTIVIDADES
Rediseño de bomba en Pozo COCA-001
Rediseño de bomba en Pozo COCE-007
Rediseño de bomba en Pozo COCI-011
Rediseño de bomba en Pozo COCJ-012
Rediseño de bomba en Pozo COCK-013
Partes y accesorios de
bombas
Bomba completa
Software de diseño
Presupuesto Local
156
2 Operadores de camión vacum.
Recursos Materiales: Los materiales que se emplearán serán las partes y
repuestos que en este caso provee la empresa contratista, pues son los
fabricantes de este tipo de bombas.
Recursos Técnicos: El único recurso tecnológico que se utilizará para el
desarrollo del diseño de la nueva bomba sería el software que es de
propiedad de la empresa proveedora de los equipos de subsuelo.
Software CLAW de SERTECPET
Recursos Financieros: El presupuesto con el que se cuenta para el
desarrollo de estas actividades, ya está contemplado en el presupuesto
proyectado para este año, dentro del cronograma del Departamento de
Operaciones de la empresa operadora.
4.1.1.3 Costos asociados a la actividad
Para el desarrollo de las actividades de esta tarea se ha considerado el
cálculo de costos de los siguientes recursos:
Recursos Humanos. En este rubro se ha considerado la participación de 9
personas como recurso humano:
Un técnico de campo representante de la empresa prestadora de los
servicios, el cual estará a cargo de la realización de estos trabajos, el mismo
que tiene un costo de USD 500,00 el día, independientemente de las horas
que trabaje.
157
El costo de los 4 operadores de la unidad de slick line y 2 operadores del
camión vacuum están considerados dentro del valor que facturan las
empresas proveedoras de los respectivos servicios.
Los costos del Ing. de Operaciones y del Operador de Islas, no entran en el
cálculo de costos, debido a que es personal directo de Petroamazonas, y su
participación en este proyecto es parte de sus competencias laborales, por
tal motivo el cálculo implica solo para el resto de personal
Equipos. En este rubro están considerados los siguientes recursos:
La unidad de slick line, el camión torre y cuatro operadores, de la empresa
prestadora de estos servicios, los mismos que tienen un costo de USD
180,00 la hora, de acuerdo a lo planificado, la ejecución de rediseño y
cambio de bomba, esta actividad está considerada realizarla en 8 horas,
generando un costo de USD 1.440,00.
Camión vacuum con sus dos operadores, de la empresa prestadora de estos
servicios los mismos que tienen un costo diario de USD 450,00
independientemente de las horas que trabajen.
Repuestos y materiales. En este rubro están considerados los siguientes
recursos:
Las partes nuevas que serán utilizadas en los equipos de subsuelo de los
pozos COCA-001, COCE-007, COCI-011, COCJ-012, COCK-013, luego del
rediseño realizado.
De acuerdo a la configuración de estos equipos de subsuelo, las partes que
se cambian en una bomba jet luego de un rediseño son: throat, nozzle, kit
básico de oring´s y kit básico de chevrons packing; las mismas que tienen un
costo de USD 3.150,00 y son provistas por la empresa asignada al trabajo.
158
También se considera el rubro de las dos bombas jet para cavidad nuevas,
que se tienen que instalar en los pozos COCB-002 y COCL-015, las mismas
que tienen un costo de USD 10.450,00 cada una.
Los costos totales para las actividades de esta tarea se los ha consolidado
en la tabla 4.3.
Tabla 4.3 Costos de rediseño y cambio de bombas de subsuelo
(Petroamazonas EP, 2012)
4.1.2 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA EL
REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
4.1.2.1 Descripción de la actividad
El reacondicionamiento para el cambio de sistema de levantamiento artificial
de los pozos COCC-004 y COCH-010 requiere de un cronograma de
actividades que se presenta en la tabla 4.4, donde consta el orden de los
pozos que serán sometidos a esta actividad.
MATERIALES COSTO
SLICK LINE Y CAMION TORRE
CAMION DE VACIO
$500.00 $1,440.00 $450.00 $3,150.00 $5,540.00
$500.00 $1,440.00 $450.00 $3,150.00 $5,540.00
$500.00 $1,440.00 $450.00 $3,150.00 $5,540.00
$500.00 $1,440.00 $450.00 $3,150.00 $5,540.00
$500.00 $1,440.00 $450.00 $3,150.00 $5,540.00
$500.00 $1,440.00 $450.00 $10,450.00 $12,840.00
$500.00 $1,440.00 $450.00 $10,450.00 $12,840.00
COSTO TOTAL $53,380.00
Rediseño de bomba en Pozo COCB-002
Rediseño de bomba en Pozo COCL-015
EQUIPOSACTIVIDADES RECURSOS
HUMANOS
COSTOS USD
Rediseño de bomba en Pozo COCA-001
Rediseño de bomba en Pozo COCE-007
Rediseño de bomba en Pozo COCI-011
Rediseño de bomba en Pozo COCJ-012
Rediseño de bomba en Pozo COCK-013
159
En el cronograma se indican los periodos de duración que tendrá la
intervención con el taladro de reacondicionamiento en cada pozo.
Tabla 4.4 Cronograma de reacondicionamiento de pozos
(Petroamazonas EP, 2012)
Como podemos observar estas actividades se iniciarán igual a la misma
fecha que las actividades de rediseño, ya que el trabajo de
reacondicionamiento estará a cargo de otro grupo de trabajo que pertenece
al Departamento de Perforación, para lo cual se tiene planificado contratar el
servicio de un taladrado de Workover, para intervenir primero en el pozo
COCC-004, y luego de finalizado el reacondicionamiento de este pozo, se
continuará con el pozo COCH-010.
Se indica que en cada pozo el trabajo tendrá una duración de 15 días, pues
se debe hacer hincapié que en estas actividades las jornadas de trabajo son
de 24 horas ya que cada equipo cuenta con personal para cubrir los dos
turnos, además está tomado en cuenta los posibles contratiempos que se
puedan presentar, pues un trabajo de este tipo normalmente tiene una
duración de 12 días. Aunque estamos conscientes que estos días
adicionales van a representar más gastos en el proyecto.
4.1.2.2 Recursos requeridos
Para las actividades de reacondicionamiento de pozos COCC-004 y COCH-
010 se emplearan los recursos que se detallan en la tabla 4.5. Se debe tener
en cuenta que esta es una de las actividades que más presupuesto requiere,
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Workover de pozo COCC-004
Workover de pozo COCH-010
CA
MB
IO
LE
VA
NT
AM
IEN
TO
A
RT
IFIC
IAL
OCTUBRE 2012TAREA ACTIVIDADES
160
puesto que con este proyecto se pretende independizar estos pozos del
sistema centralizado de fluido motriz.
Tabla 4.5 Recursos totales para el reacondicionamiento de pozos
(Petroamazonas EP, 2012)
Recurso Humano: Normalmente para un trabajo de reacondicionamiento en
un pozo se requiere el apoyo de un recurso humano en promedio de 59
personas, de las cuales se detallan a continuación:
1 Ing. de Reacondicionamiento.
1 Supervisor de Taladro.
1 Supervisor de SSA de Taladro.
29 Operadores de Taladro (cuadrilla).
2 Operadores de Camión vacuum.
4 Técnicos de Equipo BES.
15 Técnicos para equipos y herramientas de fondo y completación.
Como recurso humano adicional para esta tarea se ha considerado el apoyo
de 6 técnicos del Departamento de Mantenimiento, quienes serán los
encargados de la instalación de los equipos de generación requeridos en
cada pozo.
HUMANOS MATERIALES TECNICOS FINANCIEROS
Reacondicionamiento
de pozo COCC-00459
Reacondicionamiento
de pozo COCH-01059
Elementos de
Completación,
equipo BES
Software de
Taladro, y
de equipo
BES
Presupuesto
local
ACTIVIDADESRECURSOS
161
2 Técnicos Mecánicos.
2 Técnicos Eléctricos.
2 Técnicos Instrumentistas.
Recursos Materiales: Aquí se consideran todos los materiales necesarios
para el funcionamiento y operación de una torre de reacondicionamiento y
que son provistos por la empresa prestadora del servicio, así como también
están considerados todos los elementos de completación que se requiere
instalar en cada uno los pozos con bombeo BES, tanto en fondo como en
superficie, según el diseño de cada pozo, los cuales estarán a cargo del
Departamento de Perforación.
También están considerados los grupos de generación que se requieren
instalar, para proveer de energía a los equipos instalados en cada pozo.
Recursos Técnicos: Los recursos tecnológicos que se utilizará en el
desarrollo de estas actividades están incluidos en el equipo de la empresa
proveedora:
Software necesario para el funcionamiento del taladro de
reacondicionamiento.
Software para diseño de equipo BES (empresa proveedora)
Recursos Financieros: El presupuesto con el que se cuenta para el
desarrollo de estas actividades, ya está contemplado en el presupuesto
proyectado para este año, dentro del cronograma de los Departamentos de
Perforación, Operaciones y Mantenimiento, de la empresa operadora.
4.1.2.3 Costos asociados a la actividad
Para el desarrollo de estas actividades se ha considerado el cálculo de
costos de los siguientes recursos:
162
Recurso Humano. Aquí se considera la participación de 59 personas como
recurso humano.
31 personas corresponden a la empresa proveedora del servicio de taladro
que incluyen: Supervisor de Taladro, Supervisor de SSA, 29 Operadores,
las mismas que están consideradas dentro del costo diario de operación que
factura dicha empresa, el mismo que tiene un valor de USD 7.560,00.
Para el reacondicionamiento de cada pozo se ha estimado una duración de
15 días, generando un costo de USD 113.400,00.
21 personas pertenecen a las empresas de servicios complementarios,
Operadores de vacuum, Técnicos del Equipo BES así como los
proveedoras de los equipos BES, y herramientas de completación y fondo,
cuyos costos están considerados dentro del servicio que prestan cada una
de estas empresas por la instalación de los mencionados equipos.
El ingeniero de reacondicionamiento y los 6 técnicos de apoyo del
Departamento de Mantenimiento, no generan gasto adicional, ya que el
trabajo asignado es parte de sus competencias laborales.
Repuestos y materiales. En este rubro están considerados los siguientes
recursos:
Materiales para trabajos complementarios en fondo, más los elementos de
completación, incluido el personal necesario para su instalación, en cada
uno los pozos, que tienen un costo de USD 636.600,00
Equipo BES de fondo y superficie para los pozos COCC-004 y COCH-010,
incluido el personal requerido para su instalación con un costo de USD
316.424,29 y USD 331.041,17 respectivamente.
163
Equipos de generación, necesarios para proveer de energía a los equipos
BES de fondo y superficie instalados en cada pozo, los mismos que tienen
un costo de USD 280,000.00.
Los costos totales para las actividades de esta tarea se los ha consolidado
en la tabla 4.6.
Tabla 4.6 Costos de reacondicionamiento de pozos
(Petroamazonas EP, 2012)
4.1.3 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA LA INSTALACIÓN
DE FACILIDADES PARA LAS BOMBAS HPS
4.1.3.1 Descripción de la actividad
En la tabla 4.7 se indica el cronograma de actividades para la tarea de
construcción e instalación de las líneas de flujo que servirá para
abastecimiento y recirculación de fluido motriz desde el tanque de
almacenamiento de agua de formación hasta la plataforma del sistema de
reinyección de agua, donde se instalarán las bombas HPS.
EQUIPOS
TORRE DE REACONDICIONAMIENTO
TRABAJOS COMPLEMENTARIOS
Y ELEMENTOS DE COMPLETACIÓN
EQUIPO BES DE FONDO Y
SUPERFICIE
EQUIPOS DE GENERACIÓN
$ 113,400.00 $ 636,600.00 $ 316,424.29 $ 280,000.00 $ 1,346,424.29
$ 113,400.00 $ 636,600.00 $ 331,041.17 $ 280,000.00 $ 1,361,041.17
COSTO TOTAL $ 2,707,465.46
Workover de pozo COCH-010
SUBTOTAL
MATERIALES
ACTIVIDADES
COSTOS USD
Workover de pozo COCC-004
164
Tabla 4.7 Cronograma de construcción e instalación de líneas para bombas
HPS
(Petroamazonas EP, 2012)
Debido a que estas actividades estarán a cargo del Departamento de
Facilidades y Construcciones se tiene previsto iniciar en la misma fecha de
las anteriores actividades, pues el objetivo de esto es que una vez
terminadas todas las actividades se pueda ya canalizar o hacer realidad este
proyecto.
Si se observa en el cronograma, existen actividades que se realizan en el
mismo día, esto se debe a que en la ejecución de esta tarea se tiene
previsto contar con varios frentes de trabajo.
Razón por lo cual se va a tener el suficiente apoyo de personal, cabe
mencionar que estas actividades se la realizarán en las instalaciones de la
central de proceso; por lo que se tiene que coordinar con el personal de
operaciones que labora en el sitio, con el objetivo de no interferir en ninguna
etapa del proceso.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Levantamieno Topográfico
Diseño y Emisión de Planos
Aprobación del diseño
Obras Civiles (excavaciones)
Trabajos Mecánicos
Tie In's
Pruebas de Gamagrafías
Pruebas Hidrostáticas
Relleno y compactado
Puesta en marcha
LIN
EA
DE
FL
UID
O M
OT
RIZ
DE
10"
PA
RA
E
LS
IST
EM
A P
OW
ER
OIL
OCTUBRE 2012TAREA ACTIVIDADES
165
Durante la realización de las actividades se consideran jornadas de trabajo
de 12 horas (06:00 a 18:00).
4.1.3.2 Recursos requeridos
Los recursos necesarios para las actividades de construcción e instalación
de las líneas de flujo para bombas HPS del nuevo sistema centralizado para
abastecimiento y recirculación de fluido motriz al sistema se detallan en la
siguiente tabla 4.8.
Tabla 4.8 Recursos para la construcción e instalación de líneas para
bombas HPS
(Petroamazonas EP, 2012)
Recurso Humano: El recurso humano se empleará de acuerdo a cada
actividad, teniendo un total de 33 personas para el desarrollo de toda esta
tarea, detalladas así:
3 Técnicos en topografía
1 Diseñador de planos
HUMANOS MATERIALES TÉCNICOS FINANCIEROS
3 1 Estacion Total Presupuesto local
1 1 ComputadoraPrograma de
diseñoPresupuesto local
1 Presupuesto local
16 Herramientas propias Presupuesto local
5 2 Camiones de Suelda Presupuesto local
5 2 Camiones de Suelda Presupuesto local
3 1 Equipo Radiológico Presupuesto local
4 1 Bomba de Presión Presupuesto local
16 Presupuesto local
3 Presupuesto local
Pruebas Hidrostáticas
Relleno y compactado
Puesta en marcha
ACTIVIDADESRECURSOS
Levantamieno Topográfico
Diseño y Emisión de Planos
Aprobación del diseño
Obras Civiles (excavaciones)
Trabajos Mecánicos
Tie In's
Pruebas de Gamagrafías
166
1 Aprobador
16 Obreros civiles
5 Soldadores
3 Técnicos de gammagrafía
4 Técnicos de prueba hidrostática
Recursos Materiales: Tenemos que emplear los siguientes materiales y
equipos:
1 Estación total de topografía
1 Computador
Herramientas propias
2 Camiones de suelda
1 Equipo radiológico
1 Bomba de presión.
Tubería y accesorios de líneas de succión, descarga y recirculación.
Recursos Técnicos: Los recursos tecnológicos que se utilizará en el
desarrollo de estas actividades serán:
Programa de diseño
Recursos Financieros: El presupuesto con el que se cuenta para el
desarrollo de estas actividades, se explica que están ya contemplados en el
presupuesto proyectado para este año dentro del cronograma del
Departamento de facilidades y construcciones de la empresa operadora.
4.1.3.3 Costos asociados a la actividad
Para el desarrollo de las actividades de esta tarea se ha considerado el
cálculo de costos de los siguientes recursos:
167
Recurso Humano. En este rubro se ha considerado la participación de 33
personas como recurso humano:
Los costos de él diseñador de planos y él aprobador no entran en el cálculo
de costos, debido a que son personal de Petroamazonas, y su participación
en este proyecto es parte de sus competencias laborales.
Los costos de las otras 31 personas que se encuentran distribuidas en las
actividades de esta tarea, están considerados dentro del valor que facturan
las empresas proveedoras de los respectivos servicios.
Equipos y Materiales. En este rubro están considerados los siguientes
recursos:
Una estación total más tres personas para el levantamiento topográfico, los
mismos que tienen un costo diario de USD 400,00 según el cronograma,
esta actividad se la realiza en dos días, lo cual nos genera un costo de USD
800,00
Tanto para la actividad de excavación y posteriormente las actividades de
relleno y compactado se requieren de herramientas manuales, 15 obreros y
1 capataz, los mismos que son provistos por la empresa prestadora de este
servicio, a un costo diario de USD 2.000,00 y que de acuerdo al cronograma
de actividades se necesitan de cinco días para la excavación y de tres días
para el relleno y compactado, lo cual nos genera un costo de USD 10.000,00
y USD 6.000,00 respectivamente.
Dos equipos de suelda más cinco personas provistas por la empresa
prestadora de este servicio, los cuales se los requiere para las actividades
de suelda de tubería y Tie-in´s, con un costo diario de USD 1.500,00, que de
acuerdo al cronograma de actividades, se requieren de siete días para los
168
trabajos mecánicos y de dos días para los Tie-in´s, lo cual nos genera un
costo de USD 10.500,00 y USD 3.000,00 respectivamente.
Un equipo radiológico para la prueba de gammagrafía operado por 3
personas provistas por la empresa prestadora de este servicio, la misma que
tiene un costo diario de USD 1.000,00; y de acuerdo al cronograma de
actividades se requieren de ocho días, lo cual nos genera un costo de USD
8.000,00.
Una bomba de alta presión operada por dos personas, más dos personas
para la toma y registro de datos, para la realización de la prueba hidrostática,
todo a cargo de la empresa prestadora de este servicio, la misma que tiene
un costo total de USD 10.000,00.
En lo que se refiere a tubería de 2”, 4” y 6” con sus respectivos accesorios
representa un costo de USD 40.788,33.
Los costos totales para las actividades de esta tarea se los ha consolidado
en la tabla 4.9.
169
Tabla 4.9 Costos de construcción e instalación de líneas
(Petroamazonas EP, 2012)
4.1.4 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA EL MONTAJE DE
LAS BOMBAS HPS.
4.1.4.1 Descripción de la actividad
En la tabla 4.10 se indica el cronograma de actividades para la tarea de
montaje e instalación de bombas HPS del nuevo sistema centralizado de
fluido motriz.
Esta actividad estará a cargo del Departamento de Mantenimiento, la misma
que se tiene previsto iniciar el próximo año, ya que la compra de las bombas
HPS no consta dentro del presupuesto de este año 2012.
Además como se indicó anteriormente estas unidades van a ser instaladas
en la plataforma del sistema de reinyección de agua de formación por lo que
EQUIPOS Y RECURSOS HUMANOS
SUBTOTAL
Levantamiento Topográfico1 Estación Total +
Personal $ 800.00
Obras Civiles (excavaacionees + relleno y compactado)
Herramientas propias + Personal
$ 16,000.00
Trabajos Mecánicos y Tie-in's2 Camiones suelda +
Personal $ 13,500.00
Pruebas de ensayos no destructivos1 Equipo Radiológico +
Personal $ 8,000.00
Prueba Hidrostática 1 Bomba de Presión $ 10,000.00
$ 40,788.33
COSTO TOTAL $ 89,088.33
ACTIVIDADES
COSTO DE TUBERIA Y ACCESORIOS
COSTOS USD
170
el montaje e instalación de estos equipos no interferirán con las operaciones
normales del proceso de la planta.
Tabla 4.10 Cronograma de montaje e instalación de bombas HPS
(Petroamazonas EP, 2012)
Durante la realización de las actividades se consideran jornadas de trabajo
de 12 horas (06:00 a 18:00).
4.1.4.2 Recursos requeridos
Los recursos necesarios para las actividades contempladas en esta tarea se
especifican en la tabla 4.11.
Tabla 4.11 Recursos para el montaje e instalación de bombas HPS
(Petroamazonas EP, 2012)
Como se puede apreciar los recursos necesarios para las actividades de
montaje e instalación de bombas HPS del nuevo sistema centralizado de
fluido motriz, serán los mismos en cada una de ellas.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Instalación Bomba # 1
Instalación Bomba # 1
INSTALANCION DE BOMBAS HPS
FEBRERO 2013TAREA ACTIVIDADES
HUMANOS MATERIALES TÉCNICOS FINANCIEROS
10 Camión GrúaSoftware para
equipo de alineación
Presupuesto local
ACTIVIDADESRECURSOS
Instalación de Bombas HPS # 1 y 2
171
Recurso Humano: El recurso humano considerado para el desarrollo de las
actividades de esta tarea será de 10 personas por equipo, los cuales se
detallan a continuación:
1 Técnico mecánico y 1 asistente.
2 Técnicos empresa proveedora de equipos.
1 Técnico eléctrico y 1 asistente.
1 Técnico instrumentista y 1 asistente.
1 Operador del camión grúa y 1 asistente.
Recursos Materiales: Se debe emplear el siguiente equipo:
1 camión grúa.
Recursos Técnicos: El recurso tecnológico que se utilizará en el desarrollo
de estas actividades será:
Programa y software para equipo de alineación y balanceo laser.
Recursos Financieros: El presupuesto con el que se cuenta para el
desarrollo de esta tarea se debe contemplar en el presupuesto proyectado
para el siguiente año dentro del cronograma correspondiente al
Departamento de mantenimiento de la empresa operadora.
4.1.4.3 Costos asociados a la actividad
Para el desarrollo de estas actividades se ha considerado el cálculo de
costos de los siguientes recursos:
Recurso Humano. La participación de 10 personas como recurso humano.
De los cuales los 6 técnicos de mantenimiento, no entrarían en el cálculo de
costos, debido a que son personal de Petroamazonas, y su participación en
este proyecto es parte de sus competencias laborales.
172
Los costos de las otras 4 personas que se encuentran distribuidas en las
actividades de esta tarea, están considerados dentro del valor que facturan
las empresas proveedoras de los respectivos servicios.
Equipos y Materiales. En este rubro están considerados los siguientes
recursos:
El camión grúa con sus dos operadores, provisto por la empresa prestadora
de este tipo de servicios tiene un costo diario de USD 850,00. Siendo
utilizado únicamente para el montaje de la bomba sobre la plataforma, lo
cual requiere de un día por equipo.
Unidades HPS, con un costo de USD 555.088,00 cada una
Los costos totales para las actividades de esta tarea se los ha consolidado
en la tabla 4.12.
Tabla 4.12 Costos de montaje e instalación de bombas HPS
(Petroamazonas EP, 2012)
BOMBA NUEVA CAMION GRUA SUBTOTAL
Instalación Bomba HPS # 1 $ 555,088.00 $ 850.00 $ 555,938.00
Instalación Bomba HPS # 2 $ 555,088.00 $ 850.00 $ 555,938.00
COSTO TOTAL $ 1,111,876.00
ACTIVIDADES
COSTOS DE RECURSOS HUMANOS, EQUIPOS Y MATERIALES
173
4.1.5 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA LA OPTIMIZACIÓN
DEL TRATAMIENTO QUÍMICO
El sistema de fluido motriz requiere de tratamiento químico el cual es
aplicado tanto a la succión de las bombas booster de como al ingreso del
proceso en el manifold.
Diariamente se circula un caudal de 9.646,00 barriles de crudo por día, el
porcentaje de BSW del fluido de inyección es menor a 0,5%, el fluido motriz
de inyección es transferido hasta cada pozo y retorna con su producción en
una mezcla. Debido a que la condición de operación necesita someter el
fluido a una alta presión 3.800 PSI, el sistema en condición normal genera
agitación al trabajar con las bombas Jet, produciendo emulsiones que son
susceptibles a la estabilizarse por tal motivo es esencial el tratamiento con
químicos inhibidores de emulsión.
El fluido es trasportado a través de la línea de fluido motriz que es una red
que tiene una longitud de 8.200,00 metros en su totalidad lo que ocasiona
una pérdida gradual de presión y temperatura que permite la precipitación de
parafinas, razón por la que se inyecta inhibidores de parafinas en dosis
definidas en el campo.
El campo Coca tiene una producción de agua de formación de 7.460,00
barriles por día. Por la composición física y química del agua existe la
tendencia a la precipitación de carbonatos, que se traduce en una alta
probabilidad de formar incrustaciones o sólidos en suspensión. La corrosión
es otro factor que afecta al sistema con la expectativa de ocasionar desgaste
en el sistema, estas razón exigen la inyección de inhibidores de escala y
corrosión.
En la tabla 4.13 se especifica el costo anual en dólares del tratamiento
químico con el fluido motriz crudo en 162.804,19 USD.
174
El tratamiento propuesto para la operación con el fluido motriz agua que se
encuentra en función de las concentraciones (ppm) que son requeridos para
el tratamiento del sistema tiene una reducción del 19,7% de costo anual
como esta descrito en la tabla 4.13..
Tabla 4.13 Costos Tratamiento Químico con Fluido Motriz Crudo y Agua
(Petroamazonas EP, 2012)
gls/día ppm $/día gls/día ppm $/día
Demulsificante DMO-14606
27 58 310.5 6 105 69.0
Antiparafinico PAO-14715
10 22 68.9 2 35 13.8
Antiescala SCW-14327
4 6 41.8 20 31 209.2
Anticorrosivo CRW-14131
3 5 24.8 8 12 66.0
gls/día $/día $/mes gls/día $/día $/mes
44 446.0 13,567.02 36 357.98 10,889.75
162,804.19 130,677.02
BALANCE DE FLUIDOS CRUDO AGUA TOTAL
Producción del Campo 1,358 7,460 8,818
Inyección Power Oil 9,646 8,061
Total 11,004 15,521
Tratamiento Químico
FLUIDO MOTRIZ CRUDO FLUIDO MOTRIZ AGUA
Costo Anual USDBalance Total
Costo Anual USD
175
4.2 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO
CON FLUIDO MOTRIZ ACEITE Y AGUA DE FORMACIÓN.
4.2.1 ANÁLISIS DEL SISTEMA CENTRALIZADO DE FLUIDO MOTRIZ
CRUDO
El sistema centralizado de fluido motriz en la estación Coca está compuesto
por tres unidades power oil, que son bombas de desplazamiento positivo tipo
pistón que operan en paralelo. Cada una de estas bombas están acopladas
a un motor de combustión interna Caterpillar de la serie 3406.
Las tres unidades power oil, están en operación al momento y desplazan un
caudal de 9.646,0 BPD de crudo con un BSW promedio de 0,3 %, este fluido
permite el funcionamiento de nueve pozos que trabajan con el sistema
centralizado de levantamiento artificial bombeo hidráulico, cuatro pozos
operan con bombas pistón y cinco con bombas jet.
Estas unidades para proveer el fluido requerido a la presión de operación de
3.800 psi, trabajan con un régimen promedio de 1.489 rpm con una carga del
85%, tomando en cuenta el estado mecánico de estas unidades la máxima
aceleración con la que se podría trabajar son 1.700 rpm para obtener un
caudal de 11.016,00 BPD, con lo cual la carga de estos equipos subiría al
97% y una eficiencia del 89,6% trabajando bajo estas condiciones estas
bombas no brindan la confiabilidad y seguridad requerida, debido a que
representan un peligro latente para los operadores y las instalaciones por
sus altas vibraciones y ruido.
Por el estado actual de estas unidades se han generado también pérdidas
económicas por pérdidas de producción debido a las paradas imprevistas, a
esto también hay que considerar la discontinuidad de repuestos que existe
en el mercado para estos equipos, por lo que el costo por reparaciones se
ha visto afectado.
176
En vista de que se va a cambiar el tipo de fluido motriz, se determinó que
estos equipos bajo los escenarios arriba acotados y con los precedentes
existentes no están en condiciones para seguir operando. Por lo tanto se
consideró la alternativa de cambiar de bombas existentes, por otras de
diferente configuración y características, pero que operen bajo las mismas
condiciones del actual sistema.
4.2.2 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DEL CAMPO COCA
El campo Coca tiene un total de 16 pozos, de los cuales 13 pozos están en
producción, los pozos COCD-006 y COCF-08 se encuentran cerrados y el
pozo Punino 1 que es reinyector.
Los métodos de producción para los 13 pozos productores se especifican en
la tabla 4.14.
Tabla 4.14 Métodos de Producción de los pozos de Campo Coca
(Petroamazonas EP, 2012)
El sistema de bombeo hidráulico mediante bombas Jet y Pistón opera con la
mayoría de los pozos, este método de levantamiento artificial permite
obtener el 70% de la producción del campo, los pozos COCM-018 y COCN-
019 trabajan con una unidad independiente debido a que no disponen de
facilidades para la alimentación desde el sistema centralizado, por los
parámetros de operación se detallan en las tablas 4.15 y 4.16.
Método N° Pozos Producción BOPD
Bombeo Hidráulico 11 1102
Bombeo
Electrosumergible1 211
Flujo Natural 1 45
Total 13 1358
177
Tabla 4.15 Pozos con bombeo hidráulico bombas Jet
(Petroamazonas EP, 2012)
Tabla 4.16 Pozos con bombeo hidráulico bombas Pistón
(Petroamazonas EP, 2012)
El pozo COCG-009 es el único que opera con el método de levantamiento
artificial bombeo electrosumergible ver tabla 4.17.
Tabla 4.17 Pozo con bombeo eléctrico
(Petroamazonas EP, 2012)
Esta información nos ayuda de gran manera en el análisis y desarrollo de
este proyecto, ya que el fluido motriz usado es crudo, entonces es necesario
tomar en cuenta el caudal inyectado así como el producido.
BFPD BOPD BWPD
COCA-001 BT 150 120 30 20 BH 1196 JET 9-H ClawCOCE-007 HS 315 43 272 86 BH 1140 JET C+5 GenéricaCOCI-011 BT+U 117 80 37 32 BH 1078 JET C+5 GenéricaCOCJ-012 HS 175 87 88 50 BH 1059 JET 9-I ClawCOCK-013 U 106 89 17 16 BH 1122 JET C+5 GenéricaCOCM-018 HS 722 22 700 97 BH 1608 JET 10-J ClawCOCN-019 HS 158 128 30 19 BH 1766 JET 10-I Claw
1.743 569 1.174 67 5.595
TIPO LEV.
B. INY TIPO BOMBA
TOTAL
POZO ZONAPRODUCCIÓN
BSW
BFPD BOPD BWPD
COCB-002 BT 322 158 164 51 BH 877 PISTON 3"x48" National COCC-004 HS 742 223 519 70 BH 1157 PISTON 3"x54" National COCH-010 HS 849 127 703 85 BH 1290 PISTON 3"x48" National COCL-015 HS 78 25 45 68 BH 727 PISTON 3"x54" 3AM Oilwell
1.991 533 1.431 72 4.051
B. INY TIPO BOMBAPRODUCCIÓN
TOTAL
POZO ZONA BSWTIPO LEV.
BFPD BOPD BWPD
COCG-009 HS 556 211 345 62 P-6 / 380 stg556 211 345 62
TIPO BOMBA
BESTOTAL
POZO ZONAPRODUCCIÓN
BSW TIPO LEV.
178
4.2.3 ANÁLISIS DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO DE LOS
POZOS QUE UTILIZAN EL SISTEMA CENTRALIZADO POWER
OIL
Los pozos que trabajan con el método de levantamiento artificial por bombeo
hidráulico, utilizando el sistema centralizado de fluido motriz power oil son
pozos con bombas tipo pistón y jet tabla 4.18, las mismas que para operar
requieren un fluido motriz limpio (libre de sedimentos, sólidos, parafinas y
con bajo contenido de agua > 0.5%).
Tabla 4.18 Pozos con Fluido Motriz del Sistema Centralizado Power Oil
(Petroamazonas EP, 2012)
Las bombas de pistón y los arreglos de geometrías de las bombas jet que
actualmente están instaladas en los pozos, están diseñadas para trabajar
con un fluido de las características anteriormente descritas.
Una de las características que tienen las bombas de pistón es que
únicamente pueden trabajar con fluido que ayude a lubricar sus
componentes internos en este caso sería con crudo. Una vez planteado el
cambio de fluido motriz a agua, los pozos que opera con este tipo de bomba
necesariamente tienen que ser cambiadas a bombas tipo jet; ya que la
configuración de este tipo de bombas permite operar con crudo o agua.
BFPD BOPD BWPD
COCA-001 BT 150 120 30 20 BH 1196 JET 9-H ClawCOCB-002 BT 322 158 164 51 BH 877 PISTON 3"x48" National COCC-004 HS 742 223 519 70 BH 1157 PISTON 3"x54" National COCE-007 HS 315 43 272 86 BH 1140 JET C+5 GenéricaCOCH-010 HS 849 127 722 85 BH 1290 PISTON 3"x48" National COCI-011 BT+U 117 80 37 32 BH 1078 JET C+5 GenéricaCOCJ-012 HS 175 87 88 50 BH 1059 JET 9-I ClawCOCK-013 U 106 89 17 16 BH 1122 JET C+5 GenéricaCOCL-015 HS 78 25 53 68 BH 727 PISTON 3"x54" 3AM Oilwell
2.854 952 1.902 67 9.646TOTAL
POZO ZONAPRODUCCIÓN
BSWTIPO LEV.
B. INY TIPO BOMBA
179
4.2.4 REDISEÑO DE BOMBAS JET Y SELECCIÓN DE BOMBAS BES
Para realizar el rediseño y la selección de las nuevas bombas jet se requirió
recopilar información de parámetros operacionales tanto de superficie y
reservorio de cada pozo, los mismos que se detallan en la tabla 4.19.
Tabla 4.19 Parámetros de selección y diseño
(Petroamazonas EP, 2012)
La consolidación de estos datos permitieron realizar los respectivos análisis
de sensibilidad que se encuentran enumerados en los Anexos 1 al 7 para
cada pozo y de esta manera poder obtener la geometría óptima de las
bombas jet, las completaciones de cada pozo están adjuntos Anexos 8 al 16
en los las mismas que serán instaladas en los pozos mencionados y así
reemplazar a las que se encuentran operando con el actual fluido motriz.
En la tabla 4.20, se resume las geometrías seleccionadas con sus
respectivos requerimientos de caudal de inyección para su operación.
COCA-001 COCB-002 COCE-007 COCI-011 COCJ-012 COCK-013 COCL-015
ReservorioBasal Tena
Basal Tena
Hollín Superior
Basal Tena + U
Hollin Principal
UHollin
PrincipalPresión de reservorio (psi) 541 542 350 387 3250 1120 3400T° Reservorio (°F) 203 220 220 196 205 197 220Presión fondo fluyente (psi) 262 200 400 192 1185 180 850API 17,3 17,3 26,0 17,3 26,2 21,0 27,3GOR (scf/stbl) 160 39 53 46 81 150 45BSW (%) 16,0 51,0 86,3 32,0 50,2 16,0 67,8T° Superficie (°F) 105 105 110 105 105 105 105Grav. Esp. Agua (adim) 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03Grav. Esp. Gas (adim) 0,87 0,87 0,87 0,87 0,87 0,87 0,87OD Tuberia (inch) 2,875 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5ID Tubería (inch) 2,441 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992ID Tubería revestimiento (inch) 4,892 6,276 6,276 6,276 6,276 6,276 6,276Prof. de Perforaciones TVD (ft) 8336 8360 9452 8345 9425 9010 9415Tipo de bombaPresión Separador psi)Presion Inyección (psi) 3300 3500 3100 2500 3200 3400 3000Presión entrada bomba (psi) 200 300 380 250 300 180 150Tipo fluido InyecciónAPI fluido InyecciónProf. de Bomba TVD (ft) 8232 8142 8063 8272 8158 8932 9293Longitud tuberia sup (ft) 3000 495 9560 14433 5476 16814 5010
PA
RA
ME
TR
OS
DE
RE
SE
RV
OR
IO
20
DATOS DE POZOS
PA
RA
ME
TR
OS
M
EC
AN
ICO
SP
AR
AM
ET
RO
S D
E
DIS
EÑ
O
Agua de Formación
Directa
10,0
180
Para el cambio a levantamiento artificial electro sumergible se utiliza realiza
mediante el software de la empresa Baker Centrilift Autogrph el cual en
función de las variables de operación y reservorio determina que la bomba
óptima para los pozos COCC-04 y COCH-010 es una P-8 Centurion cuyo
rango óptimo de producción se encuentra en los 800 BFPD que permitiría
cubrir la necesidad de producción considerando un incremento de 17 BOPD
y 8 BOPD independientemente el tipo de bomba se describe en los Anexos
17 y 18.
En la tabla 4.21, se resumen los equipos BES seleccionados para los pozos
que trabajan actualmente con bombas pistón.
De acuerdo al rediseño de las bombas jet y al cambio de equipos BES,
podemos indicar que se logrará disminuir el caudal de fluido motriz de
inyección de 9.646 a 8.061 BPD, también se puede estimar que la
producción de estos pozos se incrementaría de 950 a 1.042 BPD, variando
la producción total del campo de 1.358 a 1.448 BPD. Estos datos están
considerados en base a los resultados obtenidos una vez que se realizaron
los análisis de sensibilidad respectivos en cada pozo.
Tabla 4.20 Geometrías Instaladas y Propuestas
(Petroamazonas EP, 2012)
BOPD B. INY TIPO BOMBA TIPO BOMBA BOPD B. INYPOT. REQ
(HP)COCA-001 120 1196 JET 9-H Claw JET 8-G Claw 127 1185 67COCB-002 158 877 PISTON 3"x 48" National JET 9-H Claw 176 1385 74COCE-007 43 1140 JET C+5 Genérica JET 8-G Claw 51 1135 62COCI-011 80 1078 JET C+5 Genérica JET 7-F Claw 96 1035 51COCJ-012 87 1059 JET 9-I Claw JET 7-G Claw 103 1019 56COCK-013 89 1122 JET C+5 Genérica JET 8-G Claw 88 1235 72COCL-015 25 727 PISTON 3"x 54" 3AM Oilwell JET 7-F Claw 26 1067 51
TOTAL 602 7,199 667 8,061 433
POZOBOMBAS INSTALADAS REDISEÑO PROPUESTO
181
Tabla 4.21 Propuesta para instalación de equipo Electrosumergible
(Petroamazonas EP, 2012)
4.2.5 SELECCIÓN PARA INSTALACIÓN DE BOMBAS HPS.
Luego del análisis realizado, se seleccionó el tipo de bombas horizontales
multietapas HPS, las mismas que cumplen con las exigencias técnicas y de
operación que se necesita para remplazar la potencia y el caudal requerido
para abastecer a los pozos que van a operar con el sistema centralizado de
fluido motriz.
Cabe indicar que para abastecer de fluido motriz al sistema centralizado, y
de acuerdo al análisis y diseño del equipo, se requiere de la instalación de
dos bombas HPS, cada una con una capacidad de 8.000 BFPD a 3.800
PSIG, para lo cual una bomba estará en operación y la otra servirá de back
up.
Para los equipos seleccionados se realizó el análisis simulando a distintas
frecuencias como se observa en la tabla 4.22. y el desempeño de las
bombas en los Anexos 19 y 20 que describen la curva tornado de
comportamiento en cuanto a presión y caudal en función de la frecuencia de
operación y de la curva de rendimiento típica de la bomba.
De acuerdo a esta simulación, el equipo recomendado debe trabajar con un
motor cuya capacidad nominal maneje adecuadamente los requerimientos
operativos, además el motor es el elemento crítico respecto a generación de
ruido y el fabricante garantiza que no se excederán los 85dB durante su
operación.
POZO BOPD B. INY TIPO BOMBA TIPO BOMBA BOPDPOT. REQ
(HP)
COCC-004 223 1157 PISTON 3"x54" National Centurion P-8 SSD 240 165COCH-010 127 1290 PISTON 3"x48" National Centurion P-8 SSD 135 220
TOTAL 350 2,447 375 385
BOMBAS INSTALADAS REDISEÑO PROPUESTO
182
En el punto requerido de operación 8.000BFPD a 3.800PSI el motor quedará
cargado al 70%, mientras que en su punto máximo de operación 8.500BFPD
a 3.800PSI el motor quedará cargado al 85% de su capacidad nominal,
operando desde los 56.6Hz hasta los 61.9 Hz; con estas características
será suficiente para cubrir las nuevas necesidades luego del rediseño y
cambio de bombas de subsuelo.
Tabla 4.22 Simulación de Bombas HPS
(Petroamazonas EP, 2012)
4.2.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA POWER OIL CON
FLUIDO MOTRIZ CRUDO Y AGUA DE FORMACIÓN
4.2.6.1 Fluido motriz crudo
Ventajas.
Con fluido motriz crudo es factible utilizar bombas pistón que son bombas
que me mecánicamente están diseñadas con partes móviles internas
para su funcionamiento ya los pistones requieren lubricación.
Las bombas pistón tienen una mayor eficiencia de operación que las
bombas jet.
Motor (HP)Frecuencia
(Hz)Presión de
descarga (psi)Caudal (bpd)
563 56.6 3800 6000
626 57.7 3800 7000
663 58.4 3800 7500
700 59.4 3800 8000
720 60.0 3900 8000
780 61.3 3900 8500
800 61.9 4000 8500
183
Se puede obtener una mayor producción de los pozos al trabajar con
bombas pistón.
Al operar con fluido motriz crudo y bombas pistón para los cambios de
bomba por el sistema de sellos y compas es fácil recuperas
hidráulicamente lo que significa que no se contrata unidad de slick line.
El operar con este sistema d fluido motriz crudo elimina la lubricación que
requieren las bombas quíntuplex en los pistones prolongando el tiempo
de vida de los sellos.
Cuando existen pozos que producen con porcentajes de BSW bajos,
menor al 1% al utilizarse el crudo como fluido motriz requieren de menor
tratamiento químico.
Permite inyectar químicos que requiere el sistema y necesarios para el
proceso de deshidratación se utiliza el fluido motriz para tratar desde los
pozos en químicos solubles en crudo.
Se minimiza la corrosión por el BSW del fluido motriz <0.5%.
Permite trabajar con crudos pesados que se mezclan con el crudo
reduciendo la viscosidad y mejorando el levantamiento.
Desventajas.
Reduce el tiempo de residencia del tanque de lavado debido a el fluido
motriz crudo debe ser reprocesado
El crudo con la perdida de presión y temperatura por la transferencia a
través de grandes longitudes, permite la precipitación de parafinas y
asfáltenos en el sistema.
El costo del tratamiento químico es elevado en cuanto al consumo de
químico demulsificante principalmente por la emulsión que se forman al
mezclarse con la producción de los pozos.
El riesgo de niveles altos de contaminación que se genera por la
utilización de crudo a altas presiones y el impacto al medioambiente
cuando se producen fallas y fugas en las bombas, líneas o accesorios.
184
Se debe disponer de un volumen de crudo muerto para la circulación
como fluido motriz y esto representa la pérdida de este crudo.
Con crudo como fluido motriz es necesario reprocesar cargando ese
volumen al sistema de procesamiento.
Mayor contaminación en los cambios de bombas de subsuelo
4.2.6.2 Fluido motriz agua
Ventajas.
Se incrementa considerablemente el tiempo de residencia en el tanque
de lavado.
Permite el incremento en capacidad de procesamiento para recibir los
nuevos pozos producto del programa de perforación que tiene planeado
la empresa
Se elimina el reproceso de fluido motriz ya que al ser agua la mayor
cantidad de agua se envía directamente de los separadores a los
tanques de re inyección.
Utilizar agua de formación como fluido motriz minimiza los niveles de
riesgo en cuanto a contaminación e impacto al ambiente y reducción de
costos por tratamientos de remediación.
El tratamiento químico se reduce ya que se anula la inyección de
demulsificante hacia el fluido motriz reduciendo costos.
Se mantiene una temperatura mayor en toda la línea de inyección y
retorno minimizando la precipitación de parafinas y asfaltenos
Al realizar el cambio de fluido motriz agua se permite la recuperación de
5864 barriles crudo de las líneas de inyección, retorno y completación
que representa un ingreso económico.
Se minimiza la contaminación en las operaciones de mantenimiento de
bombas de subsuelo.
185
El utilizar el agua de formación no representa costo en cuanto al fluido.
Permite transferir mayor temperatura al fluido de producción permitiendo
levantar de mejor forma crudos pesados.
Desventajas.
Se requiere mantener instaladas bombas para lubricación forzada.
Costo diario de aceite para lubricación de los pistones de las bombas
quintuplex.
Se debe mantener mayor control en cuanto al tema de control de
corrosión o precipitaciones en la línea de fluido motriz y en las líneas de
producción debido al incremento de porcentaje de BSW.
4.3 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN EN LA ESTACIÓN CON
FLUIDO MOTRIZ ACEITE Y AGUA DE FORMACIÓN
4.3.1 ANÁLISIS DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN EN LA
ESTACIÓN COCA CON FLUIDO MOTRIZ CRUDO
La Estación Coca es una planta, en la cual se trata (deshidrata y desgasifica)
el crudo proveniente de los 13 pozos productores, con una producción de
1358 BOPD, datos fueron tomados de las pruebas de producción.
186
Figura 4.1 Balance de masas del proceso con fluido motriz Crudo
(Petroamazonas EP, 2012)
El fluido motriz más el fluido de producción de todos los pozos del campo
llegan al manifold, el volumen total son 18.464 BPD desde donde se
direcciona hacia el FWKO y al Separador de Producción y Separador de
Prueba (figura 4.1), donde inicia la deshidratación, la configuración para este
balance de masa esta con la siguiente alineación de los pozos a los
separadores:
Separador de Prueba, pozo Coca 10
Separador de Producción, pozos Coca 1, 13
FWKO, pozos Coca 2,4,7,9,11,12,15,16,18,19
Pozo Coca 10
bbl 2.139,00 bbl
Nivel Colchón13 0
Pozos Coca 01, 13
2.574,00 bbl 18.464,00 bbl
Tanque de Lavado bbl
Pozos: 2,4,7,9,11,12,15,16,18,19 913,08 bbl
13.751,00 bbl
48,66 % BSW
bbl
6.546,92 bbl
Volumen (bbl) Tiempo Dias Tiempo Horas
13 0 10105 0,8 2011.004,00 bbl
Fluido hacia el
Fluido hacia el tanque de
TIEMPO DE RECIDENCIA TANQUE DE LAVADO T-101Caudal (bpd)
11917
Fluido Total(Prod + Iny . P. Oil)
7.204,08
2.574,00
2.139,00
Tanque de
AlmacenamientoColchón (pies)
Agua de Formación
Fluido hacia el
MA
NIFO
LDP
OZO
S CO
CA
SEPARADOR DE PRUEBA
SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
SEPARADOR DE AGUA LIBRE FWKO
Tanque de LavadoCap. : 18.130 bbl
Vol @ nivel de descarga
16.665,9 bbl
Agua de FormaciónVol. Colchón 6.560,9 bbl
Tanque de AlmacenamientoCap. : 24.680 bbl
Altura: 36 pies
Tanque de Agua de Formación
Cap. : 5.000 bbl
Altura: 32 pies
187
En el FWKO (separador de agua libre) están direccionados los pozos de
alto corte de agua 13.751BBLS con 48.66% de BSW, en este equipo el fluido
recibe su primera etapa de deshidratación extrayéndose 6.546,92BBLS de
agua hacia el tanque de desnatadoT-210 / 211 y el fluido restante con un
BSW promedio del 2.0%; continua su proceso hacia el tanque de lavado con
un caudal de 7204,08 BPD.
En el separador de producción, se recibe el fluido restante 2.574 BBLS, de
los pozos que presentan bajo corte de agua COCA-001 y COCK-013, están
direccionado similarmente hacia el tanque de lavado.
Se consideró un pozo al azar para que se encuentre en evaluación, el pozo
COCH-010 alineado al Separador de Prueba y con 2.139 BBLS hacia el
tanque de lavado.
Los 11.917,00BPD de fluido motriz más producción que descargan los tres
separadores ingresan al tanque de lavado, mediante el control del colchón
se drenan 913 BPD de agua direccionados a los tanques T-210 / 211 de
agua de reinyección, bajo estas condiciones actualmente mantienen un
tiempo de residencia de 20,0 horas.
Este tiempo de residencia relativamente corto se debe a que estamos
reprocesando el fluido motriz de inyección crudo 9.646BPD; lo cual hace que
el proceso de deshidratación en el tanque de lavado se vea afectado,
convirtiéndose el sistema muy inestable en este punto.
En el tanque de lavado el fluido continúa el proceso de deshidratación
descargando al tanque de almacenamiento de crudo 11.004 BBLS con un
porcentaje de BSW menos a 0,5%, completando así su ciclo, obteniendo
finalmente un crudo con las especificaciones requeridas.
188
Luego de este análisis realizado con los fluidos que ingresan y se procesan
en el sistema se ha llegado a determinar que para mejorar la ineficiencia que
presenta el tanque de lavado, se tiene que evitar el reprocesamiento de los
9.646 barriles de crudo, por lo que en el proyecto se plantea como solución
el reemplazar el tipo de fluido motriz de crudo por agua de formación.
Las variables de todo el proceso se encuentran en el Anexo 21.
4.3.2 ANÁLISIS DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN EN LA
ESTACIÓN COCA CON FLUIDO MOTRIZ AGUA DE FORMACIÓN
Con la propuesta para el cambio de fluido motriz las condiciones del proceso
de deshidratación mejoran considerablemente ya que hacia el tanque de
lavado se procesarían la producción del campo 1448BOPD, considerando el
incremento de la producción producto de los rediseños de las geometrías y
los cambios de sistema de levantamiento artificial, con los cambios el caudal
de inyección de agua con el que trabajaría el sistema power oil de 8.061
BPD como se describe en la figura 4.2
189
Figura 4.2 Balance de masas del proceso con fluido motriz Agua
(Petroamazonas EP, 2012)
El fluido motriz más el fluido de producción de todos los pozos del campo
llegan al manifold, el volumen total son 17.143BPD desde donde se
direcciona hacia el FWKO y al Separador de Producción y Separador de
Prueba (figura 4.2), donde inicia la deshidratación, la configuración para este
balance de masa esta con la siguiente alineación de los pozos a los
separadores:
Separador de Prueba, pozo Coca 18
Separador de Producción, pozos Coca 9
FWKO, pozos Coca 1,2,4,7,11,12,13,15,16,19
Pozo Coca 18
bbl 722,00 bbl
Nivel Colchón13 0
Pozos Coca 09
603,00 bbl 17.143,00 bbl
Tanque de Lavado bbl
Pozos: 1,2,4,7,11,12,13,15,16,19 1.116,80 bbl
15.818,00 bbl
92,32 % BSW
bbl
14.578,20 bbl
Volumen (bbl)Caudal
(bpd)Tiempo Dias Tiempo Horas
13 0 10105 2565 3,9 951.448,00 bbl
722,00
Fluido Total(Prod + Iny . P. Oil)
Fluido hacia el603,00
AlmacenamientoColchón (pies)
Fluido hacia el tanque de Agua de Formación
1.239,80
Fluido hacia elTanque de TIEMPO DE RECIDENCIA TANQUE DE LAVADO
MA
NIFO
LDP
OZO
S CO
CA
SEPARADOR DE PRUEBA
SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
SEPARADOR DE AGUA LIBRE FWKO
Tanque de LavadoCap. : 18.130 bbl
Vol @ nivel de descarga
16.665,9 bbl
Agua de Formación
Vol.Colchón 6.560,9 bbl
Tanque de AlmacenamientoCap. : 24.680 bbl
Altura: 36 pies
Tanque de Agua de Formación
Cap. : 5.000 bbl
Altura: 32 pies
190
En el FWKO (separador de agua libre) están direccionados los pozos de
alto corte de agua 15.818bls con 92,32% de BSW, en este equipo el fluido
recibe su primera etapa de deshidratación extrayéndose 14.578,20BBLS de
agua hacia el tanque de desnatado T-210 / 211 y el fluido restante con un
BSW promedio del 2.0%; continua su proceso hacia el tanque de lavado
cuyo volumen son 1.239,80 BBLS.
En el separador de producción, se recibe 603BFPD, fluido resultante de la
producción del pozo COC-009 direccionado similarmente hacia el tanque de
lavado.
Se consideró al pozo COCM-018 que se encuentre en evaluación, alineado
al Separador de Prueba y con 722 BFPD hacia el tanque de lavado.
Producto del fluido motriz más la producción del campo que descargan los
tres separadores tiene un caudal de 2.565,0BPD que ingresan al tanque de
lavado, mediante el control del colchón se drenan 1.117BPD de agua
direccionados a los tanques T-210 / 211 de agua de reinyección, bajo estas
condiciones actualmente mantienen un tiempo de residencia de 95 horas.
Este tiempo de residencia con el cambio a se extiende en un alto porcentaje
ya que se incrementa el tiempo de residencia de 20 a 95 horas, esto se debe
a que ya no estaríamos reprocesando el fluido motriz de inyección como en
el caso del crudo que eran 9.646BPD.
Para este caso partimos del volumen de fluido motriz agua 8.061 BPD más
la producción de agua del campo 7.634,0BWPD que es tratado casi en su
totalidad en el FWKO 14.578 BWPD lo cual hace que el proceso de
deshidratación en el tanque de lavado mejore sustancialmente,
convirtiéndose el sistema estable.
191
Del tanque de lavado el fluido continúa el proceso de deshidratación
descargando al tanque de almacenamiento de crudo transfiriendo
1448BOPD con un porcentaje de BSW menos a 0,5%.
Algo que también se debe tomar en cuenta es que el agua de formación que
se maneja en el proceso tiene una temperatura promedio de 135°F lo cual
nos ayudaría en el proceso de deshidratación, considerando además que no
se requeriría de la instalación de calentadores en el proceso.
Otro punto a tener en cuenta es que al cambiar el fluido motriz a agua de
formación se va a eliminar la inyección de químico desmulsificante (27GPD),
que se tiene en la planta power oíl, lo que permitirá optimizar el consumo de
este químico. Las variables de todo el proceso se encuentran en el Anexo
22.
4.4 COSTO DE INVERSIÓN
4.4.1 CALCULO DEL COSTO TOTAL DE LA INVERSIÓN.
El costo de inversión inicial del proyecto hace deferencia los siguientes
ítems: rediseño y cambio de bombas de subsuelo Jet y Pistón,
reacondicionamiento de dos pozos para cambio de levantamiento artificial a
Electrosumergible, construcción de facilidades en la estación Coca para la
instalación de bombas HPS y montaje e instalación de bombas HPS en el
nuevo sistema centralizado para fluido motriz.
De acuerdo a lo descrito anteriormente se ha considerado el 5% de
imprevistos al presupuesto total para la ejecución de cada una de las tareas
contempladas en este proyecto, lo cual se detalla en la tabla 4.23.
192
Tabla 4.23 Presupuesto total del proyecto
(Petroamazonas EP, 2012)
4.5 EVALUACIÓN DEL PROYECTO
4.5.1 INGRESOS NETOS
La factibilidad del proyecto depende del análisis técnico económico producto
del cambio de tipo de fluido motriz en el sistema centralizado, y con los
cambios propuestos que son: rediseños de bombas de subsuelo, cambio de
sistema de levantamiento artificial en dos pozos, construcción de facilidades
e implementación de equipos HPS para el sistema centralizado, con la
revisión de los costos en cada tarea de este proyecto.
ACTIVIDADES SUBTOTAL5%
IMPREVISTOS COSTOS
REDISEÑO Y CAMBIO DE BOMBAS DE SUBSUELO
$ 53,380.00 $ 2,669.00 $ 56,049.00
REACONDICIONAMIENTO DE POZOS PARA CAMBIO DE TIPO DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL $ 2,707,465.46 $ 135,373.27 $ 2,842,838.73
CONSTRUCCIÓN DE FACILIDADES PARA LA INSTALACIÓN DE BOMBAS HPS (nuevo sistema centralizado para
fluido motriz)
$ 89,088.33 $ 4,454.42 $ 93,542.75
MONTAJE E INSTALACIÓN DE BOMBAS HPS (nuevo sistema centralizado para
fluido motriz) $ 1,111,876.00 $ 55,593.80 $ 1,167,469.80
$ 4,159,900.28
PRESUPUESTO TOTAL DEL PROYECTO
COSTO TOTAL
193
Tabla 4.24 Ingresos netos
Efecto de los cambios propuestos se estima una tasa incremental de
producción de 90 BOPD, por el rediseño y cambio de bombas hidráulicas y
la migración a levantamiento electrosumergible en los pozos COCC-004 y
COCH-010.
Dentro de la recuperación inicial de costos de inversión, está presente un
volumen de crudo de 5.864 BBLS que será recuperado por única vez
producto del fluido motriz distribuido en las líneas de inyección, retorno
(producción), completación de fondo y el volumen muerto en tanque de
almacenamiento para la succión de las unidades power oíl.
3500 BBLS de crudo muerto en tanque de almacenamiento que se
mantiene para nivel de succión se utilizan como fluido motriz en el
sistema actual.
2364 BBLS de crudo que están empaquetados en las líneas de
distribución, de retorno y completación de fondo.
El precio promedio de venta del barril de petróleo se ha estimado en USD
90,00 descontado los costos de operación por cada barril producido.
BARRILESCOSTO POR
UNIDADCOSTOS
5,864.00 $ 90.00 $ 527,760.00
COSTO TOTAL $ 527,760.00
BARRILES GALONESCOSTO POR
UNIDADCOSTOS
INCREMENTO DE PRODUCCIÓN 2,737.80 $ 90.00 $ 246,402.00
OPTIMIZACIÓN DE TRATAMIENO QUIMICO 243.36 $ 11.00 $ 2,677.26
COSTO TOTAL $ 249,079.26
INGRESO INICIAL
RECUPERACIÓN DE CRUDO FLUIDO MOTRIZ
INGRESOS MENSUALES
INGRESOS NETOS DEL PROYECTO
194
Los 5.864 barriles de crudo recuperados representan un ingreso de USD
527.760,00.
El incremento de producción 90 BOPD producirá una ganancia mensual
de USD 246.402,00.
Y la optimización del tratamiento químico permite un recobro de USD
2.677,26 mensuales.
4.5.2 EVALUACIÓN DEL PROYECTO.
Los métodos que utilizaremos para la evaluación del proyecto son el Valor
Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR).
El proyecto requiere de un inversión inicial de USD 4.159.900,28 debemos
considerar que en la etapa inicial tenemos un ingreso de USD 527.760,00
por venta de crudo producto del cambio de fluido motriz exclusivamente, los
ingresos anuales por el incremento de producción y la optimización del
tratamiento químico alcanzan los USD 2.988.951,17.Para el cálculo del VAN
se estipulo una tasa de castigo a la inversión del 8% que está acorde a los
porcentajes del sistema financiero actual. Con esta apreciación el cálculo
del VAN despliega un valor positivo determinándose así la factibilidad
económica del proyecto con una utilidad neta para el inversionista de USD
531.330,73 al finalizar los 3 años. La Tasa Interna de Retorno se ubica en el
15% que es un valor porcentual atractivo para cualquier inversionista, los
detalles se exponen en la tabla 4.25.
195
Tabla 4.25 Análisis del balance económico del proyecto
RECUPERACIÓN
$4,159,900.28
$527,760.00
$249,079.26
$2,988,951.17
8%
3
PROYECTO DE INVERSIÓN
año 0 año 1 año 2 año 3
Flujo de Fondos Netos del Proyecto
(4,159,900.28)$ 1,500,000.00$ 2,000,000.00$ 2,000,000.00$
VAN 531,330.73$ TIR 15%
ANALISIS DEL PROYECTO
Inversión Inicial
Ingreso Inicial
Ingresos Mensuales
Ingresos Anuales
Tasa de descuento comparada con el sistema financiero
Tiempo de retorno de inversión
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
196
5.1 CONCLUSIONES
Al cambiar el fluido motriz del sistema centralizado de crudo a agua en la
estación Coca, se disminuiría alrededor de 9,646 BOPD que actualmente
solo recirculan y saturan al tanque de lavado.
Permitirá desarrollar el campo un programa de perforación debido al
incremento en la capacidad recepción de fluido.
Optimización en el proceso de deshidratación debido al incremento del
tiempo de residencia en el tanque de lavado de 20 a 95 horas, lo cual va
a mejorar la capacidad de tratamiento de los fluidos futuros en el proceso
de deshidratación.
Al cambiar las antiguas unidades power oil por bombas HPS, se logrará
mejorar la confiabilidad y seguridad del nuevo sistema centralizado de
fluido motriz, ya que actualmente se trabaja con equipos que han
cumplido su tiempo de vida útil (20 años). El sistema de inyección con
bombas HPS minimiza el mantenimiento de los equipos al trabajar las
bombas con motores eléctricos.
El tratamiento químico se optimización, debido a que se elimina la
inyección de químico demulsificante en el fluido motriz, con un flujo de
retorno que al momento representa un gasto de USD 88,02 diarios.
Reducción de riesgo de contaminación con crudo, en caso de una
eventualidad en las líneas de distribución a los pozos.
El rediseño de geometrías, los cambios de bombas pistón por jet y
bombeo BES en el campo de acuerdo a los análisis realizados nos da la
197
tendencia de un incremento en la producción diaria del campo de 90BLS
de crudo.
La implementación de este proyecto, nos permite recuperar 5864BLS de
crudo, que se encuentran en las líneas de distribución, retorno,
completaciones de fondo de los pozos y nivel muerto para la operación
de las bombas que trabajan con el sistema centralizado.
Los 9646 BLS de crudo que actualmente se utilizan como fluido motriz
serian cambiados por 8061 BPD de agua, recuperando 5864BLS nos
representa un valor de ingreso de USD 527.760,00lo cual nos ayudaría a
solventar el 12,7% del costo total del proyecto.
La temperatura actual 135 °F en la red de fluido motriz incrementará
minimizando la precipitación de parafinas y asfaltenos, manteniendo
mayor temperatura al proceso de deshidratación.
En el análisis económico se puede definir que el proyecto es factible por
cuanto nuestro VAN calculado nos indica que al finalizar el tercer año ya
tendríamos un ingreso de utilidad neta para el inversionista de
USD531.330.73 de dólares con una Tasa de Retorno Interna del 15%.
198
5.2 RECOMENDACIONES
El cambio a las bombas HPS de forma inmediata para minimizar el riesgo
de contaminación y operación de la unidades quintuplex, por el tiempo de
operación que sobrepasan los 20 años, y considerando que mucho más
seguro y manejable las bombas centrifugas multi-etapas cuando se
generan daños en los sellos mecánicos.
Analizar la posibilidad de intervenir ciertos pozos que aún tienen
potencial para incrementar la producción del campo Coca debido a que
este presenta una declinación moderada, por lo que se debe considerar
como candidatos los pozos COCC-004 y COCH-010 cambiando su
método de levantamiento artificial de bombeo hidráulico a bombeo
eléctrico.
Gestionar la asignación del presupuesto requerido para el desarrollo de
este proyecto por intermedio de los respectivos niveles jerárquicos, para
que la ejecución de las diversas tareas propuestas se canalice dentro de
los plazos planteados.
Realizar un estudio de integridad mecánica de las líneas de flujo del
sistema de distribución de fluido motriz hacia los pozos, previo la
implementación del sistema con agua de formación, que garantice su
estado, siendo este el punto de partida para el monitoreo a futuro.
Realizar pr imeramente e l cambio del tipo de levantamiento de los
pozos con bombas pistónajeto BES, previo al cambio de tipo de fluido
motriz, debido a que las bombas pistón no están diseñadas para trabajar
con agua como fluido motriz.
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GLOSARIO
202
Separador: Recipiente cerrado que trabaja bajo presión para separar los
fluidos del pozo en sus componentes naturales.
Manifold: Baterías de distribución de fluido, constituido de tuberías y
válvulas.
Bota de gas: Separador o extractor del gas que todavía permanece en el
aceite que ya salió del separador.
Tanque lavado: Permite separar las partículas de agua del aceite por
diferencia de densidades.
Tanque de almacenamiento: Almacena el petróleo para ser transportado.
Bomba horizontal de transferencia: Bombea el fluido motriz a través de
bombas centrifugas multietapas.
Bomba booster: Eleva la presión para alimentar o activar las bombas
horizontales de transferencia.
Bomba: Equipo que aumenta la presión sobre un líquido y de este modo lo
hace subir a mayores niveles o lo obliga a circular.
Estación de producción: Es el sitio donde se estabiliza el crudo para ser
transportado por oleoductos.
Scrubber: Es un acumulador de fluido y funciona como un separador, extrae
el líquido del gas.
Sarta: Serie de tubos que se unen para formar la tubería de producción.
203
Unidad de Slick Line: Unidad para intervenir el pozo, ubicando o retirando
herramientas sin la necesidad de recuperar la completación.
Agua de formación: Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo
y el gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes
concentraciones de sales minerales.
pH: El valor que determina si una sustancia es ácida, neutra o básica,
calculado por el número de iones de hidrógeno presente. Es medido en una
escala desde 0 a 14, en la cual 7 significa que la sustancia es neutra.
Valores de pH por debajo de 7 indica que la sustancia es ácida y valores por
encima de 7 indican que la sustancia es básica.
Salinidad: La presencia de minerales solubles en el agua.
NOMENCLATURA
204
AC: Corriente Alterna
AIME: Asociación de Ingenieros de Minas del Ecuador
ANSI: American National Standards Institute
API: American Petroleum Institute
ASME: Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos
BBLS: Barriles, unidad de volumen
BES: Bombeo electro sumergible
BFPD: Barriles fluidos por día
BH: Bombeo hidráulico
BINY: Barriles de Inyección
BOPD: Barriles de petróleo por día
BPD: Barriles por día
BSW: Basic Sediment and Water, corresponde al contenido de agua
libre (no disuelta) y sedimentos (limo, arena) que trae el crudo
BT: Arenisca productora Basal Tena
BWPD: Barriles de agua por día
CA: Corriente alterna
cP: Centipoise unidad física para la viscosidad dinámica
cSt: Centistokes unidad para la viscosidad cinemática
dB: Decibel es una unidad relativa empleada en acústica
FMA: Fluido motriz abierto
FMC: Fluido motriz cerrado
FT: Pie unidad de longitud
FWKO: Free water Knock-out (Separador de agua libre)
GCS: Sistema de control genérico
GOR: Relación gas petróleo
HP: Caballos de fuerza
Hz: Hercio o Hertz, unidad de frecuencia
HPS: Horizontal PumpSurfaces (Bombas horizontales de superficie)
TAG: Etiqueta (lenguaje de marcado)
HS: Zona productora Hollín Superior
ID: Diámetro interno
205
IP: Índice de productividad de un pozo petrolero.
IR: Radiación infrarroja
ISO: Organización Internacional para la Estandarización
Kh: Permeabilidad horizontal
Kv: Permeabilidad vertical
mA Miliamperios
MCC: Motor Control Center
MM: Miles de Millones
MMBO: Miles de Millones de Barriles de petróleo
OD: Diámetro externo
OHSAS: OccupationalHealth and Safety Assessment Series (salud
ocupacional y seguridad industrial)
PAH: Presión de alarma alta
PAHH: Presión de alarma muy alta
PI: Indicador de presión (manómetro)
PIT: Transmisor de presión
PLC: Programa lógico de control
PPM: Partes por millón
PSH: Switch de alta presión
PSI: Libra por Pulgada Cuadrada, equivalente del inglés, pounds-
force per squareinch
PSIA: Libra por Pulgada Cuadrada Absoluta, La medida en PSIA
expresa la "presión absoluta", tomando como cero la ausencia
total de presión
PSIG: Libra por Pulgada Cuadrada Manométrica, La medida en PSIG
mide la presión "relativa o manométrica",no considera el valor
de la presión atmosférica (14,7 PSIA)
PSL: Switch de baja presión
RPM: Revoluciones por minuto
SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition
SCF: Pies cúbicos estándar
SDV: Válvulas de emergencia (shut down valves)
206
SPE: Society of Petroleum Engineering
SSA: Seguridad, Salud y Ambiente
STB: Barriles en tanque de almacenamiento
STD: Estándar, hace referencia al espesor de las tuberías
U: Arenisca productora Napo “U”
USD: Dólares americanos
UV: Radiación ultravioleta
WOR: Relación Agua Petróleo
ANEXOS
207
ANEXO 1.
Análisis de Sensibilidad Pozo Coca-001
ANEXO 2.
Análisis de Sensibilidad Pozo Cocb-002
208
ANEXO 3.
Análisis de Sensibilidad Pozo Coce-007
ANEXO 4.
Análisis de Sensibilidad Pozo Coci-011
209
ANEXO 5.
Análisis de Sensibilidad Pozo Cocj-011
ANEXO 6.
Análisis de Sensibilidad Pozo Cock-013
210
ANEXO 7.
Análisis de Sensibilidad Pozo Cocl-015
211
ANEXO 8.
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca – 01
A
B
C
2 1/16"x 5000 PSI WING VALVE
3 1/8"x 5000 PSI MASTER VALVE
TUBING HANGER
2 1/16"x 5000 PSI VALVE
11"x 3000 PSI
2"x 3000 PSI VALVE
7 1/16"x 5000 PSI
2 7/8"x 2.31 "L" SL-SL
2 7/8" EUE 1 JOINT
3 1/2"x 2.75" NO-GO WITH STANDING VALVE
5½"x 2 3/8" HYDRA-PAK
2 3/8" EUE PUP JOINT
2 3/8"x 1.81" NO-GO WITHOUT STANDING VALVE
2 7/8" EUE W/L REENTRY GUIDE
2 7/8"x 2 3/8" CROSS OVER
COCA No.1WORKOVER No. 6
31.40' 8264.53'
1.04' 8263.49'
31.62' 8231.87'
0.75' 8295.93'
5.56' 8296.68'
10.06' 8302.24'
1.05' 8312.30'
4.21' 8313.35'
BASAL TENA8328' - 8344' (16')
9 5/8" CSG SHOE1490'
5½" CASING SHOE
9520'
DRLG.ELEVATION 17.00'
2 7/8" EUE 261 JOINTS + 3 PUP JOINT : 8212.03'
2.84' 8229.03'
8321.53'
TOTAL 2 7/8" EUE JOINTS IN WELL: 263TOTAL 2 7/8" EUE PUP JOINTS IN WELL: 3TOTAL 2 3/8" EUE PUP JOINTS IN WELL: 2
9791'
FLOAT COLLAR
5½" J-55 & N-80 17#/ft CASING
T.D.9791'
9459' - 9470' (11') SQ
8955'
MAIN HOLLIN (SQEEZE)
DAMAGE CASING (SQUEEZE) 7068' - 7113'
9 5/8" J-55 36 #/FT LT&C
5½" CIBP
MAIN HOLLIN
UPPER HOLLIN
9434' 5½" CIBP
5½" CIBP
5½" CIBP
9456'
9480'
9440' - 9454' (14')
9414' - 9428' (14')
2 7/8" EUE 1 JOINT
2 3/8" x 2 7/8" CROSS OVER3.25' 8318.28'
2 3/8" EUE PUP JOINT0.72' 8317.56'
212
ANEXO 9.
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 02
COCA - 02 DOWN HOLE COMPLETION
COMPLET ION: Jan. 1993WO 5: Repair HJP. Sep 5, 1998.
10 -3/4 SURFACE CASING 39 JTS J-55,40.5 #/FT, BTC 28 JTS H-40,32.75 #/FT, BTC 11 JTS J-55,40.5 #/FT, BTC
2491'
7" CASING78 JTS,C-95,29 #/FT, LTC218 JTS C-95,26 #/FT
TUBING 3-1/2 N-80,265 JTS TUBOS
8142' 3-1/2 EUE CAVITY NATIONAL 48"
3-1/2" 1 JT
X OVER 3 1/2 x 2 7/8"
2-7/8" 1 JT
2-7/8 1 SAFETY JOINT
2-7/8" 1 JT8240' 7X2-7/8 EUE ARROW PACKER
2-7/8" 1 TUBOS
2-7/8 1 JTBASAL TENA8350-8370 (20')
A 9500'9400' CIBP HOLLIN PRINCIPAL9474 - 9481 (6') 9481 - 9486 (5') SQ
9529' 7" TAPON EZ-DRILL
9547' Casing Shoe
PT 9589'
8276' 2-7/8 EUE NO-GO NIPLE
213
ANEXO 10.
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 04
COCA - 04 DOWN HOLE COMPLETION
WO1: SQUEEZE & FINAL COMPLETION. JAN 5, 1991.
WO2: CHANGE TO HP PISTON. JAN 15, 1993.WO3: CHANGE TO ESP ART. LIFT. OCT 23, 1996.WO4: CHANGE T O HJP. APR 6, 1998.
10-3/4,J-55,30 #/FT, 79 JTS
1490'
7" CASING C-95, 26#/FT, 305 JTS
3-1/2" EUE N-80; 260 JTS
7962'
7990' 3-1/ 2" NATIONAL CAVITY
3-1/ 2" EUE N-80, 1 JOINT
8022' 3-1/ 2" X 2-7/ 8" EUE X-OVER
2-7/8 1 JT
2-7/8 1 SAFETY JOINT
2-7/8 1 JT
8085'
8093' 7" X 2-7/ 8" x 7" PACKER ARROW
3 JTS 2-7/ 8" N80
8187' 2 7/ 8" BAKER MOD. L SL. SL (2.31)
BASAL TENA
8294´-8312' (18')12 JTS 2-3/ 8" N80
8576' 7" X 2-7/ 8" x 7" PACKER ARROW
10 JTS 2-3/ 8" N80
8892' 2 7/ 8" BAKER MOD. L SL. SL (2.31)
NAPO U8960' - 8968 (8')8972' - 9000´ (28') 10 JTS 2-7/ 8" N80
9217' 2-7/ 8" x 7" PACKER ARROW
2-7/ 8 5 jt-EUE N-80
9175' 2-7/ 8" EUE SLEEVE 2.31"
2-7/ 8 1 jt-EUE N-80
9410' 2-7/ 8" Blind Plug
UPPER HOLLIN9400' - 9418 (18') A 9500'
9440´ CIBP
MAIN HOLLIN9448'-9458´ (10´)
9482' CIBP
9486'-9488 (2´) SQ. 9490'-9492´ (2) SQ.
9602' Float Collar
9652' Casing Shoe Cement
214
ANEXO 11.
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 07
START FINISH DESIGN BY WELL
11-May-2007 11-May-2007 F. BAQUERO COCA - 7 WO#1110h00 24h00 HJP Final Completion
TYPE EQUIPMENT DESCRIPTIONCASING HEAD
TUBING SPOOL
TUBING HANGER 7-1/16" x 3-1/2" EU
ADAPTER SEAL 7-1/16" 5000 x 3-1/8" 5000 PSI
MASTER # 1 3-1/8" x 3-1/8" 5000 PSI
CROSS
WING VALVE 3-1/8" 5000 PSI
WING VALVE 3-1/8" 5000 PSI
TREE CAP FLANGE 3-1/8" 5000 x 3 1/2" EUE
ITEM QTY LENGTH DEPTH I.D. O.D.ROTARY TABLE TO TUBING HANGER 21.00
1 1 0.50 21.00 2.992 7.062 256 8041.63 21.50 2.992 4.503 1 2.81" Model "L" SSD 2.93 8,063.13 2.810 4.504 1 31.74 8,066.06 2.992 4.505 1 LOCK SET RETRIEVABLE PACKER 4.50 8,097.80 2.992 4.506 1 30.63 8,102.30 2.992 4.507 1 1.08 8,132.93 2.750 4.508 1 3-1/2" PUP JOINT 6.19 8,134.01 2.992 4.509 1 3-1/2" RE-ENTRY GUIDE 3.50 8,140.20 2.992 4.50
END OF HJP COMPLETION. 8,143.70
10 1 6" CASING MOTOR GUIDE (CENTRALIZER) 8,194.00 2.00011 1 8,195.00 5.50012 1 2.99213 1 3-1/2" x 2-7/8" CROSSOVER 2.44114 1 7" x 2-7/8" FH PACKER 8,231.00 2.44115 20 2-7/8" JOINTS 2.44116 1 8,862.00 2.44117 16 2.44118 1 7" x 2-7/8" FH PACKER 9,340.00 2.44119 2 2-7/8" JOINTS 2.44120 1 2-7/8" NO-GO 9,406.00 2.44121 1 2-7/8" SETTING SUB
No.
COMPLETION FLUID : FORMATION WATER DENSITY ( 8.3 PPG )
FORMATION INTERVALS THICK SPF GUN TYPE
8404'-8317' 13
8952'-8960' 8
9402'-9422' 20
9422'-9428' 6
9440'-9464' 24
9502'-9509' 7
9520'-9528' 8
9528'-9555' 27
CSG SIZE DESCRIPTION SHOE COLLAR TOC
45.5# (55 JTS) K-55 BTC 2498 SURF
26#/f t N-80 271 JTS LT&C 9584 9,561.00 SURF
STRING DATA
RUN BY
FINAL HJP COMPLETION JORGE RUIZ
1
1
1
1 11" 3000 x 10-3/4"
1 11" 3000' x 7-1/16" 5000 PSI.
1
EQUIPMENT DESCRIPTION
3-1/8" x 3-1/8" x 3-1/8" x 3-1/8" 5000 PSI
1
1
1
7" x 2-7/8" FH PACKER2-7/8" JOINTS
Tubing Hanger 7 1/16" X 3 1/2" EUE 8RD T&B.
3-1/2" , 9.3 #, N-80 EU TUBING
3-1/2" , 9.3 #, N-80 EU TUBING
3-1/2" 1 JOINT
3-1/2" , 9.3 #, N-80 EU TUBING
3-1/2" NO-GO NIPPLE R 2.75"
5-1/2" x 3-1/2" ON-OFF (L-10)
SPLICE DEPTH
CABLE ESPECIFICATIONS CABLE LENGTH
UPPER HOLLIN SQ
MAIN HOLLIN SQ
OBSERVATIONS
BASE TENA NAPO "U"
UPPER HOLLIN PRODUCTION INTERVAL
MAIN HOLLIN SQ
SQ
MAIN HOLLIN SQ
MAIN HOLLIN SQ
10-3/4"
7"
10-3/4"@ 2499'
1
FLOAT COLLAR AT 9561'
7" CASING SHOE AT 9584'
2
9402' - 9422' (20')
UPPER HOLLIN
M AIN HOLLIN
9440' - 9464' (24') SQ
9422' - 9428' (6') SQ
9502' - 9509' (7') SQ
9528' - 9555' (27') SQ
NAPO "U"
8952' - 8960' (8')
BASAL TENA
8404' - 8317' (13')
TD @ 9600'
13
14
16
18
20
21
9520' - 9528' (8') SQ
7" CASING 271 JTS N-80 26#/FT LTC
15
17
19
10
11
3
4
5
6
7
8
9
12
215
ANEXO 12.
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 10
COCA - 10 DOWN HOLE COMPLETION
COMPLET ION: OCT , 1993.WO4: RECOVER ST UCKED PUMP. SEP 8, 2000.
10 -3/ 4 SURFACE CASING
75 JTS J-55,40.5 #/ FT, BTC
2300'
262, 3-1/ 2" JOINT - (8153.89´)
8169´ CAVITY
8197' 2-7/ 8" X 3-1/ 2" X-OVER
2-7/8" 1 JOINT2-7/ 8" SAFETY JOINT
8227´ 2-7/ 8" L JOINT
ARROW PACKER TOP 8259.55´8265´ ARROW PACKER C.R.
2-7/8" 4 JOINTSBASAL TENA
8334-8348 (14')
8397´ 2-7/ 8" X 2-31" SL-SL "L" - 8393.45´
2-7/ 8" 4 JOINTS
ARROW PACKER - TOP 8521.64´8526´ ARROW PACKER C.R.
2-7/8" 5 JOIINTS8561´ 2-7/ 8" X 2.31 "L" SL-SL
2-7/8" 3 JOINTS8658´ 2-7/8" BULL PLUG
UPPER HOLLIN
9432´- 9448 ́(16 )́
9460´ 7" CIBP
MAIN HOLLIN
9474 - 9484' (10') 8DPP
9484' - 9496' (12') SQ
9540' FLOATING COLLAR
9590' Casing Shoe cemented with 900 sxs "G"
216
ANEXO 13.
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 11
B
R-46
R-53
.
11"x 3000 PSI
7 1/16"x 5000 PSI
2 1/16"x 5000 PSI VALVE
A
COCA No. 11WORKOVER No.712 - JANUARY - 2003
DRILLING ROTARY TABLE ELEVATION: 18.00'
10 3/4" CASING SHOE 2500'
R-46
3½"x 2.81" SL-SL TYPE "CMD"
3½" 1 PUP JOINT
3½"x 2.75" NO-GO W/ ST.VALVE3½"x 2.75" NO-GO W/ ST.VALVE
3½" 1 PUP JOINT
7"x 2 7/8" R-3 PACKER
3½"x 2 7/8" CROSS OVER
2 7/8" 2 PUP JOINTS
2 7/8"x 2.25" NO-GO W/OUT ST.VALVE2 7/8" SLOTED BELL JOINT
TUBING HANGER: 0.50'
DUMMY PACK OFF
3.95' 8272.31'
10.00' 8276.26'
1.04' 8286.26'
10.10 8287.30'
0.80' 8297.40'7.84' 8298.20'
16.30' 8306.04'
1.05' 8322.34'
3.32' 8323.39'8326.71'
3½" EUE 9.3# N-80 267 JOINTS = 8253.81'
TOTAL 3½" EUE TUBING IN WELL= 267 TOTAL 3½" EUE PUP JNTS IN WELL= 2TOTAL 2 7/8" EUE PUP JNTS IN WELL= 2
UPPER HOLLIN (8 SPF)
9488' - 9498' (10')9498' - 9506' (8') SQ
7" FLOAT COLLAR
7"CASING SHOE
9574'
LOWER HOLLIN (8 SPF)
9428' - 9434' (6')9438' - 9442' (4')9444' - 9462' (18')
7" CEMENT RETAINER
9609'
9474'
T.D. 9620'
9522' - 9526' (4') SQ
7" CIBP9390'
NAPO " U " (5 SPF)
9006' - 9012' (6')9015' - 9024' (9')9030' - 9039' (9')
7" CASING 26# - 23# C-95 & N-80
BASAL TENA (5 SPF)
8336' - 8354' (18')
217
ANEXO 14.
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 12
COCA - 12
FINAL DOWNHOLE COMPLETION WO 4
B
RX-46
R-53
10-3/4" CSG.SHOE
3½" EUE 9.3# 264 JOINTS = 8130.62'
11"x 3000 PSI
7 1/16"x 5000 PSI
2 1/16"x 5000 PSI VALVE
DRILLING ROTARY TABLE ELEVATION24.00'
A
WORKOVER No.4 16 - MARCH-2005
DRILLING ROTARY TABLE ELEVATION17.00'
MAIN HOLLIN
9446'-9456' (10')
7" FLOAT COLLAR
7" CASING SHOE
C.O.T.D @ 9540'
9585'
BHA:3-1/2" SSD CMD (2.81") OPEN 1 JOINT 3-1/2"3-1/2" NO-GO (2.75") W/ OUT ST. VLV.
1 JOINT 3-1/2"CROSSOVER 3-1/2" x 2-7/8"PACKER ARROW 7" x 2-7/8"
1 JOINT 2-7/8"2-7/8" SSD L (2.31") OPEN
34 JOINTS 2-7/8"
PACKER ARROW 7" x 2-7/8"2-7/8" NO-GO R (2.25") W/ ST.VLVW/L ENTRY GUIDE
8158'
8193'
8227'
8266'
9342'
9351'
9354'
LENGTH:3.97' 31.30'1.13'
31.41'1.13'8.50' (CR 3.52' / 4.98')
30.51'2.86'
1073.66'
8.50' (CR 3.52' / 4.98')1.05'2.18'
9456'-9466' (10') SQ
CIBP@ 9443' SET W/ WIRE LINE BAKER 2005-03-15
9410'-9440' (30')
BASAL TENA
8302'-8332' (30')
2550 FT
3½" PUP JOINT = 10.30'
218
ANEXO 15.
Completacion para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 13
DOWNHOLE COMPLETION
A
B
C
2 1/16"x 5000 PSI WIND VALVE
3 1/8"x 5000 PSI MASTER VALVE
TUBING BONNET
7 1/16" TUBING HANGER 0.60'
2 1/16"x 5000 PSI VALVE
11"x 3000 PSI
2"x 3000 PSI VALVE
7 1/16"x 5000 PSI
3 1/2"x 2.81 CMD SL-SL
3 1/2" EUE PUP JOINT
3 1/2"x 2.75" NO-GO WITH STANDING VALVE
3 1/2" EUE 2 PUP JOINTS
7"x 2 7/8" R-3 PACKER
2 7/8" EUE PUP JOINT
2 7/8"x 2.25" NO-G0 WITHOUT STANDING VALVE
2 7/8" EUE W/L REENTRY GUIDE
3 1/2"x 2 7/8" CROSS OVER
COCA No. 13
WORKOVER No. 518 DECEMBER
10.10' 8947.60'
1.03' 8946.57'
10.10' 8936.47'
0.80' 8957.70'
2.65' 8958.50'
4.98' 8961.15'
10.26' 8966.13'
1.05' 8976.39'
1.94' 8977.44'
NAPO "U"25' 5 SPF
8984'-8990' (6')8994'-8999' (5')9004'-9014' (10')9030'-9034' (4')
10 3/4" CSG SHOE2550'
7" CASING SHOE
9546'
DRLG.ELEVATION 17.00'
3 1/2" EUE 285 JOINTS 8914.93'
3.94' 8932.53'
8979.38'
TOTAL 3½" EUE JOINTS IN WELL: 285TOTAL 3½" EUE PUP JOINTS IN WELL: 2TOTAL 2 7/8" EUE PUP JOINTS IN WELL: 1
9585'
COTD
7" N-80 26#/f t CASING
T.D.9585'
9446'-9454' (8')9454'-9460' (6') SQ
9350'
MAIN HOLLIN (8 SPF)
BASAL TENA (8 SPF) 8302'-8310' (8') SQ8314'-8324' (10') SQ
60 JTS K-55 40.5 # BTC
7" CIBP
FROM COCA CPF
TO COCA CPF
POWER OIL SISTEM
219
ANEXO 16.
Completación para Bombeo Hidráulico Pozo Coca - 15
Start Finish DESIGN BY RUN BY: WELL
4-May-06 6-May-07 F . B aquero COCA-15 WO # 7ITEM EQUIPMENT DESCRIPTION
CASING HEAD TUBING SPOOL
TUBING HANGER 7 1/16" X 3 1/2" EUE
ADAPTER SEAL 7 1/16" 5000 x 3 1/8" 5000 PSI
MASTER VALVE 3 1/8" X 3 1/8" 5000 PSI
CROSS STUDDED SIDE OUTLETS WING VALVE 2 1/16" X 3 1/8" 3000 PSI
WING VALVE 2 1/16" X 3 1/8" 3000 PSI
TREE CAP FLANGE 3 1/8" 5000 X 3 1/2" EUE
ITEM QTY EQUIPMENT DESCRIPTION LENGTH DEPTH I.D. O.D.
RTE TO TUBING HANGER 16.00
1 1 Tubing Hanger,FP-TC-ES-CL 11" X 3 1/2" EUE 8RD T&B. 0.92 16.00
2 297 3-1/2" TBG N-80, 9.3 LPF, EUE, 8RD. 9,276.33 16.92 2.992 4.500
3 1 3-1/2 OILWELL PISTON PUMP CAVITY 20.20 9,293.25 2.620 4.500
4 1 3-1/2"TBG N-80, 9.3 LPF, EUE, 8RD. 8.00 9,313.45 2.992 4.500
5 1 7" X 3 1/2" Hornet Packer - Mechanical 7.95 9,321.45 2.992 5.875
6 1 PUP JOINT 3 1/2" TBG N-80, 9.3 LPF, EUE, 8RD. 8.10 9,329.40 2.992 4.500
7 1 2.56" Profile " R " Landing Nipple. 1.45 9,337.50 2.442 4.500
8 1 3 1/2 EU WIIRELINE ENTRY GUIDE 0.50 9,338.95 2.992 4.500
1 END COMPLETION STRING 9,339.45
SPLICE LENGTH
CABLE ESPECIFICATIONS
COMPLETION FLUID: KCL BRINE DENSITY ( PPG ):
FORMATION INTERVALS THICK SPF GUN TYPE
MHOL 9402'- 9428' 26´
MHOL 9432'- 9442' SQUEEZED 10´
MHOL 8450' - 9458' ISOLETED 8´
DESCRIPTION SHOE COLLAR TOC STRING DATA
45 # 2653'
26#, N-80 BTC 9620'
WEIGHT OF BLOCK: 8K LBS
WEIGTH DOWN: 78K LBS
11" 3000 X 10 3/4" SLIP GREE.
11" 3000' X 7 1/16" 5000 PSI.
3 1/8" 5M X 3 1/8" 5M X 2 1/16" 5M X 2 1/16" 5M PSI
COMPLETION
1
1
1
1
1
DEPTH
1
1
1
1
W. C hica iza
SURFACE
7" SURFACE
CSG SIZE
10-3/4"
CABLE LENGTH
1
2
7" Casing Shoe at 9620'
6
4
5
8
MAIN HOLLIN 9402' - 9428'
F. COLLAR @ 9430'
10 3/4" Csg shoe at 2653'
MAIN HOLLIN 9432' - 9442'
MAIN HOLLIN 9450' - 9458'
C R AT 9430'
CIBP AT 9446' '
CEMENT
3
7
220
ANEXO 17.
Diseño Equipo BES Pozo Cocc-004
CAMPO: COCA POZO: COCC-004 Inst. Nro. 1
ZONA PRODUCTORA: "HS" Anterior Run Life: NA
Diseño realizado por: BAKER HUGHES Fecha: 15-ago-12
Diseño aprobado por: ING. OPERACIONES Fecha: 15-ago-12
Tope de Perforaciones (Datum) 9400 Ft - MD Tope de perforaciones TVD: 9400 Ft - TVDProfundidad de la Bomba: 8000 Ft - MD Profundidad de la bomba TVD: 8000 Ft - TVDModelo "Inflow" Indice de Productividad: 0,29 STB/PsigPresión en Well Head: 200 Psig Gravedad específica del Aceite: 23,0 APITemperatura en Well Head: 200 ºF Gravedad específica del Agua 1,02 SG(water)Temperatura de Fondo: 216 ºF Corte de Agua (WC): 70%Presión de Yacimiento: 4000 Psig GOR 18 scf/stb
Presión de Burbuja: 114 psig Gravedad específia del Gas: 0,9 SG(air)
GOR
Indice de Productividad
Corte de Agua
Tasa de Flujo deseada
Profundidad de la Bomba Tasa de flujo en Operación Tasa de Flujo total al INTAKE
Tasa de Líquido al Intake
Tasa de Gas dentro de la Bomba
Fracción de Volumen de Gas a la entrada
Gas dentro de la Bomba
Eficiencia de Separación
Cabeza Dinámica Total (TDH)
Nivel de Fluido sobre la Bomba (FLAP)
Presión a la Entrada (PIP) Presión de Descarga
Presión de Fondo Fluyendo (Pwf)
FRECUENCIA DE OPERACION
BOMBA - Modelo & TipoMIXED FLOW
HIGH VOLUMEN
Serie de la Bomba
Configuración de la Bomba
Número de etapas
Descripción y tipo del motor
Velocidad de operación del Motor
Amperaje del Motor
Voltaje del motor
Carga total de Operación
FACTOR DE CARGA
Eficiencia
Temperatura MLE
Velocidad del fluido
TEMPERATURA DEL MOTOR
Voltaje de Superficie KVA Requerido
Discharge
Discharge
Pump
Pump
Pump
Intake
Seal
Seal
Motor Upper / Single
Motor Lower
Sensor
Motor guide
Cable
Motor Jacket
Y Tool
8000 MD800 BFPD
704 PSI
836 BFPD
836 BFPD
0,0
CONDICIONES DE
OPERACION
BOMBA
8000 MD800
VARIABLES
18
70%
800
70%
56,4 HZ
6819 FT
1698 FT
0,0
0,0
N/A
800 BFPD836 BFPD
836 BFPD
0,0
CASO BASE
18
0,29
Productivity Index
INFORMACION DEL POZO
DESCRIPCION GENERAL DEL SISTEMA SELECCIONADO
293 Stg P8SSD - KMHAG 165 HP / 1319 V / 75 A
0,29
PROYECCION A UN AÑO
0,0
0,0
1698 FT
3510 PSI
1279 PSI
56,4 HZ
N/A
704 PSI
1279 PSI
3510 PSI
6819 FT
1186 V
66 A
1186 V
83,0%
86,0%
400PUMP PMSSD 113 P8 H6 STD_PNT
1,22 FT/SEG258 F
289 F
83,0%
450 SENSOR WELLLIFT - H
400P PRESS PORT B/O E-GAUGE
562MOTOR KMHA G 165 HP / 1319 V / 75 A
NA
513SEAL GSB3 LT FER HL SSCV H6 AB PFSA
CENTRILIFT 2250 / 260 KVA 12P NEMA 4
400PUMP PMSSD 180 P8 H6 STD_PNT
BOMBA
DESC.
CENTURION P8 SSD
83,0%
86,0%
83,0%
MOTOR
KMHA G 165 HP / 1319 V / 75 A
400
CENTURION P8 ESTABILIZADA 1:3
258 F
293 (113 + 180)
289 F
3319 RPM 3319 RPM
66 A
1,22 FT/SEG
DESCRIPCION EQUIPO DE SUPERFICIE
XFMR 260 KVA
160 KVA1397 V
160 KVA
NA
513INTK GPINTAR H6 WC
1397 V
NA
VSD
&SUT
400FPDISCHARGE 2 3/8" EUE
513SEAL GSC3 UT H6 PFSA HL CL6
SUT Instalado
NA
CELF #2 WITH 3/8 CC SOLID FLAT LEAD (8000 FT)
DESCRIPCION
GENERAL
BES
VSD Instalado (GCS)
NA
221
ANEXO 18.
Diseño Equipo BES Pozo Coch-010
CAMPO: COCA POZO: COCH-010 Inst. Nro. 1
ZONA PRODUCTORA: "HS" Anterior Run Life: NA
Diseño realizado por: BAKER HUGHES Fecha: 15-ago-12
Diseño aprobado por: ING. OPERACIONES Fecha: 15-ago-12
Tope de Perforaciones (Datum) 9432 Ft - MD Tope de perforaciones TVD: 9432 Ft - TVDProfundidad de la Bomba: 8200 Ft - MD Profundidad de la bomba TVD: 8200 Ft - TVDModelo "Inflow" Indice de Productividad: 0,32 STB/PsigPresión en Well Head: 200 Psig Gravedad específica del Aceite: 23,4 APITemperatura en Well Head: 200 ºF Gravedad específica del Agua 1,02 SG(water)Temperatura de Fondo: 216 ºF Corte de Agua (WC): 85%Presión de Yacimiento: 4000 Psig GOR 13,5 scf/stb
Presión de Burbuja: 83 psig Gravedad específia del Gas: 1,099 SG(air)
GOR
Indice de Productividad
Corte de Agua
Tasa de Flujo deseada
Profundidad de la Bomba Tasa de flujo en Operación Tasa de Flujo total al INTAKE
Tasa de Líquido al Intake
Tasa de Gas dentro de la Bomba
Fracción de Volumen de Gas a la entrada
Gas dentro de la Bomba
Eficiencia de Separación
Cabeza Dinámica Total (TDH)
Nivel de Fluido sobre la Bomba (FLAP)
Presión a la Entrada (PIP) Presión de Descarga
Presión de Fondo Fluyendo (Pwf)
FRECUENCIA DE OPERACION
BOMBA - Modelo & TipoMIXED FLOW
HIGH VOLUMEN
Serie de la Bomba
Configuración de la Bomba
Número de etapas
Descripción y tipo del motor
Velocidad de operación del Motor
Amperaje del Motor
Voltaje del motor
Carga total de Operación
FACTOR DE CARGA
Eficiencia
Temperatura MLE
Velocidad del fluido
TEMPERATURA DEL MOTOR
Voltaje de Superficie
KVA Requerido
Discharge
Discharge
Pump
Pump
Pump
Intake
Seal
Seal
Motor Upper / Single
Motor Lower
Sensor
Motor guide
Cable
Motor Jacket
Y Tool
8200 MD900 BFPD
646 PSI
938 BFPD
938 BFPD
0,0
CONDICIONES DE
OPERACION
BOMBA
8200 MD900
VARIABLES
13,5
85%
900
85%
57,6 HZ
7171 FT
1529 FT
0,0
0,0
N/A
900 BFPD938 BFPD
938 BFPD
0,0
CASO BASE
13,5
0,32
Productivity Index
INFORMACION DEL POZO
DESCRIPCION GENERAL DEL SISTEMA SELECCIONADO
339 Stg P8SSD - KMHAG 220 HP / 1759 V / 75 A
0,32
PROYECCION A UN AÑO
0,0
0,0
1529 FT
3643 PSI
1161 PSI
57,6 HZ
N/A
646 PSI
1161 PSI
3643 PSI
7171 FT
1597 V
64 A
1597 V
79,0%
86,0%
400PUMP PMSSD 113 P8 H6 STD_PNT
1,37 FT/SEG261 F
272 F
83,0%
450 SENSOR WELLLIFT - H
400P PRESS PORT B/O E-GAUGE
562MOTOR KMHA G 220 HP / 1759 V / 75 A
NA
513SEAL GSB3 LT FER HL SSCV H6 AB PFSA
CENTRILIFT 2250 / 260 KVA 12P NEMA 4
400PUMP PMSSD 113 P8 H6 STD_PNT
BOMBA
DESC.
CENTURION P8 SSD
83,0%
86,0%
79,0%
MOTOR
KMHA G 220 HP / 1759 V / 75 A
400
CENTURION P8 ESTABILIZADA 1:3
261 F
339 (113 + 113 + 113)
272 F
3392 RPM 3392 RPM
64 A
1,37 FT/SEG
DESCRIPCION EQUIPO DE SUPERFICIE
XFMR 260 KVA
199 KVA1805 V
199 KVA
400PUMP PMSSD 113 P8 H6 STD_PNT
513INTK GPINTAR H6 WC
1805 V
NA
VSD
&SUT
400FPDISCHARGE 2 3/8" EUE
513SEAL GSC3 UT H6 PFSA HL CL6
SUT Instalado
NA
CELF #2 WITH 3/8 CC SOLID FLAT LEAD (8200 FT)
DESCRIPCION
GENERAL
BES
VSD Instalado (GCS)
NA
222
ANEXO 19.
Curvas Tornado (Multi-Frecuencia De Operación)
Bomba Baker Hc-7800stages 94
ANEXO 20.
Curva de Rendimiento Bomba Baker Hc-7800stg. 94
(Baker Hughes Centrilift Pump Curves Catalog, 2008)
223
ANEXO 21.
Balance de Masas con Fluido Motriz Crudo
POZO PRODUCCION REAL INYECCION PROD.TOTAL CAPACIDAD EN SEPARADORES, BPD POZOS EN PRODUCCIÓN
No. BFPD BPPD BAPD BSW BIPD BPPD + INY SEPARADOR
BARRILES POR DIA ALINEACION DE POZOS
1 150 120 30 20 1196 1316 FWKO 50,000 2 4 7 9 11 12 15 16 18 192 322 158 164 51 877 1035 PRODUCCION 8,000 1 13
4 742 223 519 70 1157 1380 PRUEBA 4,000 10
7 315 43 272 86 1140 118310 849 127 722 85 1290 141711 117 80 37 32 1078 115812 175 87 88 50 1059 114613 106 89 17 16 1122 121115 78 25 53 68 727 7529 603 211 392 65 21116 4481 45 4436 99 4518 722 22 700 97 2219 158 128 30 19 128
TOTAL 8818 1358 7460 85 9646 11004
ENTRADA
Descarga Tanque T-101
Tanques T-210 / 211
Poducción + Fluido motriz
Tanque T-102
BFPD BPPD % BSW % BSW BFPD BAPD BFPD BPPD
FWKO 13751 7060 48.7 2.0 7204 6547 7204 7060
PRODUCCION 2574 2527 1.8 1.8 2574 0 2574 2527PRUEBA 2139 1,417 33.8 33.8 2139 0 2139 1417
TOTAL 18464 11004 11917 11004
ENTRADA SALIDA ENTRADA
Poducción + Fluido motriz
Bombas de transferencia
Fluido motriz unidades Power
Oil
FWKO + Tanque T-101
BPPD BPPD BPPD BAPD
11004 1358 9646 7460
Nivel Colchón (pies) Volumen (bbl)Caudal de
Ingreso (bpd)Tiempo Dias Tiempo Horas
13 10105 11917 0.8 20
BALANCE DE MASAS DEL PROCESO EN LA ESTACIÓN COCA FLUIDO MOTRIZ CRUDO
TANQUE DE LAVADO T-101
Tanques T-210 / 211
SALIDA
BAPD
ENTRADA
Poducción total + Fluido motriz
SALIDA
SEPARADORES
Equipo
TIEMPO DE RECIDENCIA TANQUE DE LAVADO T-101
BAPD
7460
144
47722
913
TANQUE DE ALMACENAMIENTO T-102TANQUES DE AGUA DE FORMACION T-210 / 211
SALIDA
Bombas de Reinyección
224
ANEXO 22.
Balance de Masas con Fluido Motriz Agua
POZO PRODUCCION REAL INYECCION PROD.TOTAL CAPACIDAD EN SEPARADORES, BPD POZOS EN PRODUCCIÓN
No. BFPD BPPD BAPD BSW BIPD BPPD + INY SEPARADOR
BARRILES POR DIA ALINEACION DE POZOS
1 159 127 32 20 1185 1312 FWKO 50,000 1 2 4 7 10 11 12 13 15 16 192 360 176 184 51 1385 1561 PRODUCCION 8,000 9
4 800 240 560 70 240 PRUEBA 4,000 18
7 370 51 319 86 1135 118610 897 135 762 85 13511 141 96 45 32 1035 113112 206 103 103 50 1019 112213 105 88 17 16 1235 132315 80 26 54 68 1067 10939 603 211 392 65 21116 4481 45 4436 99 4518 722 22 700 97 2219 158 128 30 19 128
TOTAL 9082 1448 7634 84 8061 9509
ENTRADA
Descarga Tanque T-101
Tanques T-210 / 211
Poducción + Fluido motriz
Tanque T-102
BFPD BPPD % BSW % BSW BFPD BAPD BFPD BPPD
FWKO 15818 1215 92.3 2.0 1240 14578 1240 1215
PRODUCCION 603 211 65.0 65.0 603 0 603 211PRUEBA 722 22 97.0 97.0 722 0 722 22
TOTAL 17143 1448 2565 1448
ENTRADA SALIDA
Tanque de Lavado T-101
Bombas de transferencia
Separadores Tanque T-101Unidades Power Oil
Bombas de Reinyección
BPPD BPPD BAPD BAPD BAPD BAPD
1448 1448 14578 1117 8061 7634
Nivel Colchón (pies) Volumen (bbl)Caudal de
Ingreso (bpd)Tiempo Dias Tiempo Horas
13 10105 2565 3.9 95
TIEMPO DE RECIDENCIA TANQUE DE LAVADO T-101
25
392700
1117
TANQUE DE ALMACENAMIENTO T-102
TANQUES DE AGUA DE FORMACION T-210 / 211
ENTRADA SALIDA
Equipo
ENTRADA SALIDA SALIDA
Poducción total + Fluido motrizTanques T-210 /
211
BAPD
BALANCE DE MASAS DEL PROCESO EN LA ESTACIÓN COCA FLUIDO MOTRIZ AGUA
SEPARADORES TANQUE DE LAVADO T-101