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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




4.1.3 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA LA

INSTALACIÓN DE FACILIDADES PARA LAS BOMBAS HPS 163




4.1.4 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARAEL MONTAJE

DE LAS BOMBAS HPS. 169


viii



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


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


ANEXO 11. 214


ANEXO 12. 215


ANEXO 13. 216


ANEXO 14. 217


ANEXO 15. 218

Completacion para Bombeo Hidraulico Pozo Coca - 13

xviii

ANEXO 16. 219


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


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)


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)


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


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


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


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


72

Figura 3.4 Mapa estructural de la cuenca oriente


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


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


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


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.


Tabla

Gráfic

Tabla 3.2 Histórico de producción campo Coca


Gráfico 3.2 Histórico de producción campo COCA


78

istórico de producción campo Coca

Histórico de producción campo COCA

79

Figura 3.2 Mapa estructural al tope hollín superior


80

3.5.4 PRESIONES DE RESERVORIO

Gráfico 3.3 Basal Tena


Gráfico 3.4 Napo U


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


Gráfico 3.6 Hollin Principal


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


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


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


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


Verificar que las válvulas blocks (bloqueo) que distribuyen a los

ramales hacia los pozos se encuentren abiertas.

Figura 3.6 Válvulas Blocks


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


[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


La clasificación de los crudos según la densidad se considera:

Tabla 3.12 Clasificación de crudos según el factor K


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


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


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)


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


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


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


la de retorno, la capacidad total almacenada en las líneas de superficie es

145BBLS, para el cálculo del volumen de crudo empaquetado debemos



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






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



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.







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








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.







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


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


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


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


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


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



ACTIVIDADES






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


4.1.2 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA EL

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS


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



EQUIPOSACTIVIDADES RECURSOS

HUMANOS

COSTOS USD






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


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.


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


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)


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.


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.


en la tabla 4.6.

Tabla 4.6 Costos de reacondicionamiento de pozos


4.1.3 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA LA INSTALACIÓN

DE FACILIDADES PARA LAS BOMBAS HPS


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


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).


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


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


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


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.


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.


en la tabla 4.9.

169

Tabla 4.9 Costos de construcción e instalación de líneas


4.1.4 DESCRIPCIÓN, RECURSOS Y COSTOS PARA EL MONTAJE DE

LAS BOMBAS HPS.


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


Durante la realización de las actividades se consideran jornadas de trabajo

de 12 horas (06:00 a 18:00).


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


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


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.


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.


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


en la tabla 4.12.

Tabla 4.12 Costos de montaje e instalación de bombas HPS


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


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


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


Tabla 4.16 Pozos con bombeo hidráulico bombas Pistón


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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.


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


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


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


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


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.


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.



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.


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.



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.


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.


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"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"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.


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'



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


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%


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


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


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


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


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

universidad tecnolÓgica equinoccialrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5243/1/56936... ·...

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