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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE

UN SISTEMA DE SEGURIDAD PARA MINIMIZAR DERRAMES DE

CRUDO EN LOS CAMPOS CUYABENO Y SANSAHUARI

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO EN PETRÓLEOS

EDUARDO VLADIMIR GARCÍA SANTAMARÍA

DIRECTOR: ING. RAÚL VALENCIA, Msc.

Quito, Enero del 2008.

DECLARACIÓN

Yo, Eduardo Vladimir García Santamaría, declaro bajo juramente 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.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

_________________________

Eduardo V. García S.

AUTOR DEL PROYECTO

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Eduardo Vladimir García

Santamaría, bajo mi supervición.

_________________________

Ing. Raúl Valencia, Msc.

DIRECTO DEL PROYECTO

AGRADECIMIENTOS

A Dios por ayudarme a cumplir una meta importante en mi vida profesional.

A toda mi familia por brindarme siempre su apoyo en los buenos y malos

momentos de mi vida; especialmente a mi mami Elsy, un ejemplo de lucha y amor;

mi papi Eduardo y mis hermanas Daya y Kelyn.

Un agradecimiento muy especial al Ing. Víctor Bastidas y al Ing. Javier Román, de

Baker Oil Tools, por la iniciativa, conocimientos compartidos, tiempo y sobre todo

por el apoyo brindado para el desarrollo de este proyecto.

A todas las personas que forman parte de Baker Oil Tools, por las facilidades

brindadas para el desarrollo de este proyecto.

A todas las personas que conforman los diferentes departamentos de

Petroproducción, por la ayuda en la recopilación de la información.

Al Ing. Raúl Valencia, por dedicar su tiempo y sus conocimientos a la dirección de

este proyecto.

A todos los profesores de la Carrera, por compartir todos sus valiosos

conocimientos, sabiduría y experiencia en beneficio de mi formación profesional.

A todas las personas que conforman la Facultad de Ingeniería en Geología y

Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional, por haber sido de una u otra manera

parte mi vida estudiantil.

¡Muchas gracias!

Eduardo Vladimir

DEDICATORIA

A mi Madre.

Con mucho amor.

CONTENIDO

RESUMEN

PRESENTACIÓN

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NATURALES, SISTEMAS HÍDRICOS Y

ACTIVIDAD OPERATIVA DE LOS CAMPOS CUYABENO Y SANSAHUARI ..... 1

1.1 ANTECEDENTES ................................................................................................................. 1

1.2 DESCRIPCIÓN FÍSICA DE LOS CAMPOS ......................................................................... 1

1.2.1 UBICACIÓN ...................................................................................................................... 1

1.2.2 COMPONENTES FÍSICOS .............................................................................................. 1

1.2.2.1 Geología Estructural................................................................................................ 3

1.2.2.2 Estratigrafía ............................................................................................................. 3

1.2.2.3 Geología Tectónica ................................................................................................. 5

1.2.2.4 Ambiente Sedimentario ........................................................................................... 5

1.2.2.5 Geomorfología......................................................................................................... 5

1.2.2.6 Suelos...................................................................................................................... 6

1.2.2.7 Climatología ............................................................................................................ 6

1.2.2.7.1 Temperatura......................................................................................................... 6

1.2.2.7.2 Precipitación......................................................................................................... 7

1.2.2.7.3 Humedad Relativa ............................................................................................... 7

1.2.2.7.4 Heliofanía ............................................................................................................. 7

1.2.2.7.5 Vientos ................................................................................................................. 7

1.3 DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NATURALES SENSIBLES............................................. 8

1.3.1 ANTECEDENTES............................................................................................................. 8

1.3.2 ÁREAS DE INFLUENCIA ................................................................................................. 9

1.3.2.1 Patrimonio Forestal Faunístico ............................................................................... 9

1.3.2.2 Zonas De Amortiguamiento................................................................................... 10

1.3.3 COMPONENTES BIÓTICOS.......................................................................................... 11

1.3.3.1 Flora ...................................................................................................................... 11

1.3.3.1.1 Moretal ............................................................................................................... 11

1.3.3.1.2 Igapó .................................................................................................................. 12

1.3.3.1.3 Várcea................................................................................................................ 12

II

1.3.3.1.4 Bosque De Tierras Altas .................................................................................... 13

1.3.3.2 Fauna .................................................................................................................... 13

1.3.3.2.1 Mamíferos .......................................................................................................... 13

1.3.3.2.2 Aves ................................................................................................................... 14

1.3.3.2.3 Peces ................................................................................................................. 14

1.3.3.2.4 Reptiles Y Anfibios............................................................................................. 14

1.3.4 COMPONENTES ANTRÓPICOS................................................................................... 14

1.3.4.1 Colonización.......................................................................................................... 15

1.3.4.2 Grupos Humanos .................................................................................................. 15

1.3.4.2.1 Siona – Secoyas ................................................................................................ 16

1.3.4.2.2 Cofanes.............................................................................................................. 16

1.3.4.2.3 Quichuas ............................................................................................................ 16

1.3.4.2.4 Shuaras.............................................................................................................. 16

1.3.4.3 Desarrollo Social ................................................................................................... 17

1.3.4.4 Demografía............................................................................................................ 18

1.3.4.5 Desarrollo Socio-Económico................................................................................. 18

1.3.4.6 Desarrollo Turístico ............................................................................................... 20

1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS HÍDRICOS............................................................... 20

1.4.1 HIDROLOGÍA.................................................................................................................. 20

1.5 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD OPERATIVA............................................................. 22

1.5.1 ANTECEDENTES........................................................................................................... 22

1.5.2 YACIMIENTOS PRODUCTORES .................................................................................. 23

1.5.2.1 Mecanismos De Producción.................................................................................. 23

1.5.2.2 Presión .................................................................................................................. 23

1.5.2.3 Parámetros Petrofísicos Promedio ....................................................................... 23

1.5.2.4 Propiedades PVT De Los Fluidos ......................................................................... 24

1.5.2.5 Reservas ............................................................................................................... 25

1.5.3 CONDICIÓN ACTUAL DE LOS POZOS ........................................................................ 25

1.5.4 CABEZALES................................................................................................................... 27

1.5.5 LÍNEAS DE FLUJO......................................................................................................... 28

1.5.5.1 Líneas De Producción ........................................................................................... 28

1.5.5.2 Líneas De Inyección De Fluido Motriz .................................................................. 28

1.5.6 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN................................................................................. 29

CAPÍTULO 2

ANÁLISIS DE RIESGOS DE DERRAMES EN LOS CAMPOS CUYABENO Y

SANSAHUARI ..................................................................................................... 34

III

2.1 GENERALIDADES ............................................................................................................. 34

2.1.1 RIESGO .......................................................................................................................... 34

2.1.1.1 Clases De Riesgos................................................................................................ 34

2.1.2 VULNERABILIDAD ......................................................................................................... 35

2.1.3 AMENAZA....................................................................................................................... 35

2.1.3.1 Amenazas Naturales ............................................................................................. 35

2.1.3.2 Amenazas Antrópicas ........................................................................................... 36

2.1.3.2.1 Amenazas Antrópico – Contaminantes ............................................................. 36

2.1.3.2.2 Amenazas Antrópico – Tecnológicas ................................................................ 36

2.1.3.3 Amenazas Socio – Naturales................................................................................ 37

2.1.3.4 Amenazas Complejas ........................................................................................... 37

2.2 PLANEAMIENTO DEL ANÁLISIS DE RIESGOS.............................................................. 37

2.3 INDICADORES DE RIESGOS............................................................................................ 38

2.3.1 PUNTOS DE OCURRENCIA DE DERRAMES .............................................................. 39

2.3.1.1 Ocurrencia En Los Cabezales .............................................................................. 39

2.3.1.2 Ocurrencia En Las Líneas De Flujo ...................................................................... 39

2.3.1.3 Ocurrencia En Estaciones De Producción ............................................................ 39

2.3.2 INDICADORES HISTÓRICOS........................................................................................ 40

2.4 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS........................................................................................ 40

2.4.1 ANÁLISIS DE LOS PROCESOS .................................................................................... 40

2.5 CUANTIFICACIÓN DE LOS RIESGOS ............................................................................. 47

2.6 MATRIZ DE RIESGOS ....................................................................................................... 54

2.7 VALOR DE RIESGO RELATIVO ....................................................................................... 57

2.7.1 FACTORES E ÍNDICES DE RIESGO ............................................................................ 57

2.7.1.1 Cálculo Del Índice De Riesgo ............................................................................... 57

2.7.1.2 Cálculo Del Factor De Peligrosidad Del Producto ................................................ 59

2.7.1.3 Cálculo Del Factor De Dispersión ......................................................................... 60

2.7.1.4 Cálculo Del Factor De Extensión ........................................................................... 60

2.7.1.5 Cálculo Del Valor De Riesgo Relativo................................................................... 61

2.8 EVALUACIÓN DE LOS RIESGOS..................................................................................... 61

2.8.1 INTERPRETACIÓN DE LA MATRIZ DE RIESGOS....................................................... 61

2.8.1.1 Riesgos Indirectos A La Operación....................................................................... 61

2.8.1.2 Riesgos Relacionados Con La Operación ............................................................ 62

2.8.1.2.1 Riesgos Por Corrosión....................................................................................... 62

2.8.1.2.2 Riesgos Relacionados Al Diseño....................................................................... 63

IV

2.8.1.2.3 Riesgos Relacionados Con Operaciones Incorrectas ....................................... 63

2.8.1.4 Riesgos Por Impacto De Derrames ...................................................................... 64

2.8.2 INTERPRETACIÓN DE LOS ÍNDICES DE RIESGO ..................................................... 64

2.8.2.1 Interpretación Del Índice De Riesgo ..................................................................... 64

2.8.2.2 Interpretación Del Factor De Peligrosidad Del Producto ...................................... 64

2.8.2.3 Interpretación Del Factor De Dispersión ............................................................... 65

2.8.2.4 Interpretación Del Factor De Extensión ................................................................. 65

2.8.2.5 Interpretación Del Valor De Riesgo Relativo......................................................... 66

CAPÍTULO 3

DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD ...................................... 67

3.1 ANTECEDENTES ............................................................................................................... 67

3.1.1 DEFINICIÓN ................................................................................................................... 67

3.1.2 RAZONES PARA IMPLEMENTAR UN SISTEMA DE SEGURIDAD ............................. 67

3.1.3 LUGARES PARA LA UBICACIÓN DE UN SISTEMA DE SEGURIDAD........................ 68

3.2 SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE................................................................. 69

3.2.1 COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE................. 69

3.3 VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE................................................................ 70

3.3.1 ACTUADORES HIDRÁULICOS ..................................................................................... 70

3.3.1.1 Actuador Hidráulico “GateMaster”......................................................................... 70

3.3.1.2 Actuador Hidráulico “Modelo C” ............................................................................ 71

3.3.1.3 Actuador Hidráulico “Modelo CSWC”.................................................................... 72

3.3.1.4 Actuador Hidráulico “WireMaster” ......................................................................... 73

3.3.1.5 Actuador Hidráulico “Modelo E” ............................................................................ 73

3.3.1.6 Actuador Hidráulico “Modelo J” ............................................................................. 74

3.3.1.7 Actuador Hidráulico “Modelo K” ............................................................................ 75

3.3.1.8 Actuador Hidráulico “Modelo RV”.......................................................................... 75

3.3.1.9 Actuador Hidráulico “Modelo SH”.......................................................................... 76

3.3.2 ACTUADORES NEUMÁTICOS...................................................................................... 77

3.3.2.1 Actuador Neumático “PneuMaster” ....................................................................... 77

3.3.2.2 Actuador Neumático Tipo Pistón........................................................................... 77

3.3.2.3 Actuador Neumático de Diafragma “Dia-Flex” ...................................................... 78

3.3.2.4 Actuador Neumático “Modelo DAV” ...................................................................... 78

3.3.3 ACCESORIOS ADICIONALES....................................................................................... 79

3.3.3.1 Actuador Manual (Mecánico) ................................................................................ 79

V

3.4 SISTEMAS DE CONTROL ................................................................................................. 79

3.4.1 COMPONENTES DE CONTROL ................................................................................... 80

3.4.1.1 Switches Eléctricos ............................................................................................... 80

3.4.1.2 Detector De Fugas En La Línea De Flujo ............................................................. 80

3.4.1.3 Sensores De Alta / Baja Presión........................................................................... 81

3.4.1.4 Detector De Flujo En La Línea De Control............................................................ 81

3.4.1.5 Panel De Control Hidráulico / Neumático.............................................................. 81

3.4.2 PROCESO DE CONTROL HIDRÁULICO / NEUMÁTICO ............................................. 82

3.4.3 PROCESO DE CONTROL HIDRÁULICO AUTO-CONTENIDO .................................... 83

3.4.3.1 Sistema De Control Auto-Contenido De Bomba Hidráulica Simple...................... 84

3.4.3.2 Sistema De Control Auto-Contenido De Bomba Hidráulica Doble ....................... 85

3.5 SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUBSUELO .................................................................. 86

3.5.1 VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES CON TUBERÍA................................. 87

3.5.1.1 Válvula De Seguridad “SelectT”............................................................................ 88

3.5.1.2 Válvula De Seguridad “Serie Titan”....................................................................... 88

3.5.1.3 Válvula De Seguridad “CementSafe” .................................................................... 88

3.5.1.4 Válvula De Seguridad “Onyx”................................................................................ 88

3.5.1.5 Válvula De Seguridad “Realm”.............................................................................. 88

3.5.1.6 Válvula De Seguridad De Nitrógeno Cargado “Neptuno” ..................................... 89

3.5.2 VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES CON WIRELINE ............................... 90

3.5.2.1 Válvula De Seguridad “Serie V” ............................................................................ 90

3.5.2.2 Válvula De Inyección “Modelo J”........................................................................... 91

3.5.2.3 Válvula De Velocidad “Modelo A” ......................................................................... 91

3.5.2.4 Válvula De Seguridad “Serie W” ........................................................................... 92

3.5.3 VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE CONTROL DEL ANULAR ........................................ 92

3.5.3.1 Válvula de Anular “Modelo RC2”........................................................................... 93

3.5.3.2 Válvula de Venteo “Modelo VR”............................................................................ 93

3.5.3.3 Válvula de Anular “Modelo AVLDM” ..................................................................... 94

3.5.3.4 Válvula de Anular “Modelo CASV” ........................................................................ 94

CAPÍTULO 4

SELECCIÓN E IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD

APROPIADO........................................................................................................ 95

4.1 ANTECEDENTES ............................................................................................................... 95

4.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD A IMPLEMENTARSE... 95

4.2.1 REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA .............................................................................. 95

VI

4.2.2 LIMITACIONES PARA LA INSTALACIÓN DEL SISTEMA ............................................ 96

4.2.2.1 Limitaciones Técnicas ........................................................................................... 96

4.2.2.2 Limitaciones Físicas .............................................................................................. 97

4.2.2.3 Limitaciones Económicas...................................................................................... 97

4.3 SELECCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA .................................................. 97

4.3.1 SELECCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE SUPERFICIE ..................................................... 97

4.3.2 SELECCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE SUBSUELO....................................................... 99

4.3.3 SELECCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL................................................................ 101

4.3.4 DISTRIBUCIÓN DE LOS EQUIPOS............................................................................. 102

4.4 PUNTOS DE CONTROL................................................................................................... 104

4.5 CÁLCULO DE LAS VARIABLES DEL SISTEMA ........................................................... 106

4.5.1 VARIABLES PARA EL EQUIPO DE SUBSUELO........................................................ 106

4.5.1.1 Profundidad De Asentamiento De Las Válvulas De Fondo ................................ 106

4.5.1.1.1 Ajuste De La Profundidad De Asentamiento ................................................... 109

4.5.1.2 Presión De Control Para Las Válvulas De Fondo............................................... 109

4.5.2 VARIABLES PARA EL EQUIPO DE SUPERFICIE ...................................................... 111

4.5.2.1 Presión De Control En El Actuador..................................................................... 112

4.5.3 VARIABLES EN EL SISTEMA DE CONTROL ............................................................. 114

4.5.3.1 Dimensiones De La Línea De Control.................................................................. 114

4.5.3.2 Propiedades Del Fluido De Control...................................................................... 116

4.5.3.3 Presión En Pilotos Y Sensores ............................................................................ 118

4.6 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACIÓN Y CORRIDA DE EQUIPOS............................. 118

4.7 FASES DE LA OPERACIÓN CONTROLADAS POR EL SISTEMA DE SEGURIDAD .. 119

4.7.1 CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN CUYABENO........................... 120

4.7.2 CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN SANSAHUARI........................ 129

4.7.3 CONTROL DE LA INYECCIÓN DEL SISTEMA POWER OIL ..................................... 133

CAPÍTULO 5

ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO ............................................................... 136

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO ........................................................................................................ 136

5.1.1 EVALUACIÓN AMBIENTAL DEL ÁREA DE ESTUDIO ............................................... 136

5.1.2 EVALUACIÓN DEL ANÁLISIS DE RIEGOS ................................................................ 136

5.1.3 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD ......................................................... 137

VII

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO.................................................................................................. 137

5.2.1 COSTO DEL PROYECTO............................................................................................ 138

5.2.1.1 Costo De Los Equipos......................................................................................... 138

5.2.1.2 Costos Operativos............................................................................................... 139

5.2.1.3 Costo Total Del Sistema...................................................................................... 140

5.2.2 COSTOS DE REMEDIACIÓN AMBIENTAL................................................................. 140

5.2.2.1 Derrames Remediados ....................................................................................... 141

5.2.2.1.1 Estimación De Costos Para El Campo Cuyabeno – Sansahuari .................... 141

5.2.2.2 Derrames Por Remediar ..................................................................................... 143

5.2.2.2.1 Estimación De Costos Para El Campo Cuyabeno – Sansahuari .................... 143

5.2.3 RELACIÓN COSTO – BENEFICIO .............................................................................. 144

5.2.3.1 Análisis Cuantitativo ............................................................................................ 144

5.2.3.2 Análisis Cualitativo .............................................................................................. 145

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................................... 147

6.1 CONCLUSIONES ............................................................................................................. 147

6.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................................... 148

BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................. 150

ANEXOS ............................................................................................................ 152

VIII

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1: Influencia de las actividades hidrocarburíferas sobre la Reserva de

Producción Faunística Cuyabeno......................................................................... 10

Tabla 1.2: Demografía de la provincia de Sucumbíos. ........................................ 18

Tabla 1.3: Desarrollo ocupacional de la provincia de Sucumbíos........................ 19

Tablas 1.4: Población económicamente activa de la provincia de Sucumbíos.... 19

Tabla 1.5: Presiones promedio de los yacimientos productores del campo

Cuyabeno – Sansahuari. ...................................................................................... 23

Tabla 1.6: Parámetros petrofísicos promedio de los yacimientos productores del

campo Cuyabeno – Sansahuari. .......................................................................... 24

Tabla 1.7: Propiedades PVT de los fluidos de los yacimientos productores del

campo Cuyabeno – Sansahuari. .......................................................................... 24

Tabla 1.8: Reservas totales estimadas del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 31

de diciembre del 2006. ......................................................................................... 24

Tabla 1.9: Condición actual de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari, al

31 de agosto del 2007.......................................................................................... 25

Tabla 1.10: Características actuales de la producción del campo Cuyabeno –

Sansahuari, al 30 de junio del 2007. .................................................................... 26

Tabla 1.11: Facilidades de producción de la Estación Cuyabeno........................ 29

Tabla 1.12: Facilidades de producción de la Estación Sansahuari...................... 32

Tabla 2.1: Resumen de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari

en el periodo 2003 – 2006.................................................................................... 40

Tabla 2.2: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores

relacionados de forma indirecta con la operación, en el campo Cuyabeno –

Sansahuari. .......................................................................................................... 41

Tabla 2.3: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores

relacionados directamente con la operación, en el campo Cuyabeno – Sansahuari.

............................................................................................................................. 43

Tabla 2.4: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores por impacto

de derrame, en el campo Cuyabeno – Sansahuari. ............................................. 46

IX

Tabla 2.5: Rangos de puntajes según el “Sistema de Puntaje” para la ponderación

de las amenazas y vulnerabilidades del Plan de Manejo Ambiental en los campos

VHR, Cuyabeno y Sansahuari.............................................................................. 48

Tabla 2.6: Matriz de Riesgos de derrames en el campo Cuyabeno – Sansahuari.

............................................................................................................................. 55

Tabla 4.1: Características de las líneas de flujo para la selección de la válvula de

seguridad de superficie apropiada. ...................................................................... 98

Tabla 4.2: Características de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari para

la selección de la válvula de seguridad de subsuelo apropiada......................... 100

Tabla 4.3: Componentes del sistema de seguridad de acuerdo al tipo de

levantamiento artificial. ....................................................................................... 102

Tabla 4.4: Ubicación de los puntos de control operativos en el área de estudio.

........................................................................................................................... 104

Tabla 4.5: Cálculo de la profundidad de asentamiento de las válvulas de

seguridad de fondo............................................................................................. 108

Tabla 4.6: Cálculo de las presiones de apertura y cierre de las válvulas de

seguridad de fondo............................................................................................. 111

Tabla 4.7: Presiones de control para los actuadores en superficie.................... 114

Tabla 4.8: Logitud total de línea de control, requerida por el sistema de seguridad.

........................................................................................................................... 115

Tabla 4.9: Aceites utilizados como fluido de control hidráulico. ......................... 116

Tabla 4.10: Volumen de fluido de control requerido por el sistema de seguridad.

........................................................................................................................... 117

Tabla 4.11: Sistema de seguridad en cada fase de producción de la Estación

Cuyabeno........................................................................................................... 121

Tabla 4.12: Sistema de seguridad en cada fase de producción de la Estación

Sansahuari. ........................................................................................................ 129

Tabla 5.1: Costo unitario estimado para los componentes del Sistema de

Seguridad. .......................................................................................................... 138

Tabla 5.2: Costos por remediación ambiental, presentados por Petroproducción

en Lista Pública para el periodo Mayo 2002 – Julio 2006. ................................. 142

Tabla 5.3: Valorización de derrames pendientes para el Distrio Amazónico,

correspondientes al periodo 2002 – 2007. ......................................................... 144

X

Tabla 5.4: Salvamento del capital relacionando a los costos del proyecto y costos

por remediación.................................................................................................. 146

Tabla A1.1: Biodiversidad de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno

según el tipo de bosque. .................................................................................... 158

Tabla A1.2: Principales especies animales de la Reserva de Producción

Faunística Cuyabeno. ........................................................................................ 159

Tabla A1.3: Presiones y volúmenes de las líneas de flujo del campo Cuyabeno –

Sansahuari, al 30 de agosto del 2007. ............................................................... 163

Tabla A1.4: Estado de las líneas de flujo (a diciembre del 2006). ..................... 164

Tabla A1.5: Inspección técnica de las líneas de fluo del campo Cuyabeno –

Sansahuari. ........................................................................................................ 164

Tabla A1.6: Estado de las líneas de inyección del Sistema Power Oil del campo

Cuyabeno – Sansahuari (a diciembre del 2006). ............................................... 167

Tabla A1.7: Inspección técnica de las líneas de inyección del sistema Power Oil

del campo Cuyabeno – Sansahuari. .................................................................. 168

Tabla A2.1: Clasificación de los principales fenómenos naturales. ................... 172

Tabla A2.2: Historial de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari

en el periodo comprendido desde el año 2003 al 2006...................................... 173

Tabla A2.3: Matriz de riesgos con puntuación detallada. .................................. 179

Tabla A3.1: Clasificación de la temperatura. ..................................................... 187

Tabla A3.2: Impacto promedio según el tipo de temperatura. ........................... 187

Tabla A3.3: Requerimientos de los niveles de especificación del producto. ..... 189

Tabla A3.4: Clasificación de la temperatura según el rango de operación........ 190

Tabla A3.5: Clases de materiales...................................................................... 190

Tabla A3.6: Impacto promedio según el tipo de temperatura. ........................... 191

Tabla A3.7: Especificaciones para los Actuadores Hidráulicos. ........................ 193

Tabla A3.8: Especificaciones para los Actuadores Hidráulicos (continuación).. 194

Tabla A3.9: Especificaciones para los Actuadores nuemáticos......................... 198

Tabla A3.10: Especificaciones para los Actuadores neumáticos (continuación).

........................................................................................................................... 199

Tabla A3.11: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Subsuelo

Recuperables con Tubería. ................................................................................ 209

XI

Tabla A3.12: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Subsuelo

Recuperables con Tubería (continuación).......................................................... 210

Tabla A3.13: Especificaciones para los Modelos V & W. .................................. 211

Tabla A3.14: Especificaciones para los Modelos V & W (continuación)............ 212

Tabla A3.15: Eespecificaciones para los Modelos J & A.................................. 213

Tabla A3.16: Especificaciones para los Modelos AF y HF de los perfiles Top No-

Go. ..................................................................................................................... 215

Tabla A3.17: Especificaciones para los Modelos AR y HR de los perfiles Bottom

No-Go................................................................................................................. 216

Tabla A3.18: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Control del

Anular................................................................................................................. 219

Tabla A5.1: Costo individual de diversos equipos de seguridad, incluyendo costos

operativos........................................................................................................... 227

Tabla A5.2: Costos de cada de los equipos en cada Fase de Producción de la

Estación Cuyabeno. ........................................................................................... 228

Tabla A5.3: Costos de cada de los equipos en cada Fase de Producción de la

Estación Sansahuari. ......................................................................................... 230

Tabla A5.4: Perjuicios por derrames presentados en Lista Pública para el periodo

Mayo 2002 – Julio 2006. .................................................................................... 231

XII

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1: Ubicación del campo Cuyabeno – Sansahuari en la Región

Amazónica.............................................................................................................. 2

Figura 1.2: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriental. .................................... 4

Figura 2.1: Organización y procedimiento del Análisis de Riesgos. .................... 38

Figura 2.2: Influencia de los factores de riesgo en los puntos de ocurrencia. ..... 59

Figura 2.3: Influencia de los factores de riesgo relacionados directamente con la

operación.............................................................................................................. 63

Figura 2.4: Relación entre el factor de dispersión y el valor de riesgo relativo.... 66

Figura 3.1: Actuadotes hidráulicos GateMaster, Modelo C, Modelo CSWC,

WireMaster y Modelo E. ....................................................................................... 74

Figura 3.2: Actuadotes hidráulicos Modelo J, Modelo K, Modelo RV y Modelo SH.

............................................................................................................................. 76

Figura 3.3: Actuadotes Neumáticos. ................................................................... 79

Figura 3.4: Componentes de un actuador manual (mecánico)............................ 80

Figura 3.5: Esquema de un proceso de control hidráulico / neumático. .............. 82

Figura 3.6: Esquema de un proceso de control autocontenido (SPC / DPC). ..... 83

Figura 3.7: Componentes del sistema de control auto-contenido de bomba

hidráulica simple (SPC). ....................................................................................... 84

Figura 3.8: Componentes del sistema de control auto-contenido de bomba

hidráulica dual (DPC). .......................................................................................... 85

Figura 3.9: Válvulas de seguridad de subsuelo recuperables con tubería. ......... 89

Figura 3.10: Válvulas de seguridad de subsuelo recuperables con wireline. ...... 91

Figura 3.11: Válvulas de seguridad de control del anular.................................... 93

Figura 4.1: Conectores para la línea de control (fittings). .................................. 115

Figura 4.2: Control de la Línea Principal del Sistema Power Oil del campo

Cuyabeno – Sansahuari. .................................................................................... 134

Figura 4.3: Modelamiento de tramos controlados del Sistema Power Oil para el

campo Cuyabeno – Sansahuari. ........................................................................ 135

Figura A1.1: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el

Acuerdo Ministerial 322 del 26 de julio de 1979. ................................................ 153

XIII


Acuerdo Ministerial 328 del 3 de julio de 1991. .................................................. 154


Registro Oficial 472 del 29 de junio de 1994...................................................... 155

Figura A1.4: Mapa de la Zona Intangible de la Reserva de Producción Faunística

Cuyabeno, según el Decreto Presidencial 551 de enero de 1999...................... 156

Figura A1.5: Mapa de la distribución de los bosques en la Reserva de Producción

Faunística Cuyabeno. ........................................................................................ 157

Figura A1.6: Mapa zonificado según el Convenio para la Conservación y Manejo

Ecológico de un Sector de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno..... 161

Figura A2.1: Derrames ocurridos en el Área Libertador durante periodo

comprendido desde Enero del 2003 hasta Marzo del 2007. .............................. 175

Figura A2.2: Derrames ocurridos en todo el Distrito Oriente durante periodo

comprendido desde Enero del 2003 hasta Marzo del 2007. .............................. 175

Figura A3.1: Componentes de un indicador visual de posición de la válvula. ... 195

Figura A3.2: Conectores – Elementos del bonete............................................. 196

Figura A3.3: Acople del actuador en el bonete. ................................................ 197

Figura A3.4: Ubicación de los switches eléctricos............................................. 200

Figura A3.5: Componentes del detector de fugas en la línea de flujo. .............. 201

Figura A3.6: Componentes de un sensor de alta/baja presión.......................... 202

Figura A3.7: Componentes de un detector de fugas en la línea de control....... 203

Figura A3.8: Panel de control hidráulico / neumático. ....................................... 205

Figura A3.9: Nipples y seguros para asentar válvulas de seguridad................. 215

Figura A3.10: Herramientas para correr y recuperar con wireline válvulas de

seguridad............................................................................................................ 218

Figura A4.1: Tubo de flujo en la válvula “SelectT”............................................. 221

Figura A4.2: Diagrama de completación del pozo CUY-14............................... 222




Figura A4.5: Diagrama de completación del pozo SSH-12D. ........................... 226

Figura A5.1: Costos por derrames remediados en el Distrito Oriente (2002 –

2006). ................................................................................................................. 232

XIV

Figura A5.2: Área contaminada y remediada en el Distrito Oriente (2002 – 2006).

........................................................................................................................... 233

Figura A5.3: Valorización de derrames por remediar en el Distrito Oriente (2002 –

2007). ................................................................................................................. 233

XV

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1.1: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1979) ......................... 153




ANEXO 1.5: DISTRIBUCIÓN DE BOSQUES DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA

CUYABENO (1999) ....................................................................................................................... 157

ANEXO 1.6: BIODIVERSIDAD VEGETAL DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA

CUYABENO................................................................................................................................... 158

ANEXO 1.7: BIODIVERSIDAD FAUNÍSTICA DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA

CUYABENO................................................................................................................................... 159

ANEXO 1.8: GRUPOS HUMANOS DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA

CUYABENO................................................................................................................................... 161

ANEXO 1.9: UBICACIÓN DE POZOS DENTRO DEL CAMPO CUYABENO – SANSAHUARI . 162

ANEXO 1.10: PRESIONES Y VOLÚMENES EN LAS LÍNEAS DE FLUJO DEL CAMPO

CUYABENO – SANSAHUARI....................................................................................................... 163

ANEXO 1.11: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO

CUYABENO – SANSAHUARI....................................................................................................... 164

ANEXO 1.12: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ DEL

CAMPO CUYABENO – SANSAHUARI ........................................................................................ 167

ANEXO 1.13: DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN CUYABENO ....................... 170

ANEXO 1.14: DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN SANSAHUARI .................... 171

ANEXO 2.1: FENÓMENOS NATURALES POTENCIALMENTE PELIGROSOS ........................ 172

ANEXO 2.2: HISTORIAL DE DERRAMES OCURRIDOS ............................................................ 173

ANEXO 2.3: MÉTODO APLICADO EN EL ANÁLISIS DE RIESGOS.......................................... 176

A2.3.1 EXPLICACIÓN DEL MÉTODO APLICADO ............................................................ 176

XVI

A2.3.1.1 Identificación Del Riesgo...................................................................................... 176

A2.3.1.2 Cuantificación Del Riesgo .................................................................................... 176

A2.3.1.2.1 Rangos De Puntuación.................................................................................. 177

A2.3.1.2.2 Probabilidad De Ocurrencia........................................................................... 177

A2.3.1.2.3 Puntaje De La Matriz De Riesgos ................................................................. 177

A2.3.1.2.4 Indicadores De Riesgo .................................................................................. 178

A2.3.1.3 Evaluación E Interpretación ................................................................................. 178

ANEXO 2.4: DEPLIEGUE DE LA MATRIZ DE RIESGOS PARA EL CAMPO CUYABENO –

SANSAHUARI................................................................................................................................ 179

ANEXO 3.1: NORMAS INDUSTRIALES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE

........................................................................................................................................................ 186

A3.1.1 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 14D ...................................................... 186

A3.1.1.1 Clases De Servicio ............................................................................................... 186

A3.1.1.2 Clasificación De Temperatura.............................................................................. 187

A3.1.1.3 Prueba De Impacto .............................................................................................. 187

A3.1.1.4 Seguimiento ......................................................................................................... 188

A3.1.1.5 Prueba De Dureza................................................................................................ 188

A3.1.1.6 Marcas De Equipos .............................................................................................. 188

A3.1.1.7 Documentación Suministrada .............................................................................. 188

A3.1.2 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 6A ....................................................... 188

A3.1.2.1 Niveles De Especificación Del Producto .............................................................. 189

A3.1.2.2 Clasificación De La Temperatura......................................................................... 189

A3.1.2.3 Clasificación De La Clase De Material................................................................. 189

A3.1.2.4 Prueba De Impacto .............................................................................................. 190

A3.1.2.5 Seguimiento ......................................................................................................... 191

A3.1.2.6 Prueba De Dureza................................................................................................ 191

A3.1.2.7 Marcado Del Equipo............................................................................................. 191

A3.1.2.8 Documentación Suministrada .............................................................................. 192

ANEXO 3.2: ESPECIFICACIONES PARA LOS ACTUADORES HIDRÁULICOS ...................... 193

ANEXO 3.3: INDICADOR VISUAL DE POSICIÓN DE LA VÁLVULA......................................... 195

ANEXO 3.4: SISTEMA DE DESCONEXIÓN RÁPIDA.................................................................. 196

ANEXO 3.5: ESPECIFICACIONES PARA ACTUADORES NEUMÁTICOS................................ 198

ANEXO 3.6: SWITCHES ELÉCTRICOS ....................................................................................... 200

ANEXO 3.7: DETECTOR DE FUGAS EN LA LÍNEA DE FLUJO ................................................ 201

XVII

ANEXO 3.8: SENSORES DE ALTA / BAJA PRESIÓN ............................................................... 202

ANEXO 3.9: DETECTOR DE FLUJO EN LA LÍNEA DE CONTROL........................................... 203

ANEXO 3.10: PANEL DE CONTROL HIDRÁULICO / NEUMÁTICO........................................... 204

ANEXO 3.11: NORMAS INDUSTRIALES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE FONDO.... 206

A3.11.1 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 14A ...................................................... 206

A3.11.1.1 Clases De Servicio........................................................................................... 206

A3.11.1.2 Seguimiento ..................................................................................................... 206

A3.11.1.3 Dureza.............................................................................................................. 206

A3.11.1.4 Marcas Del Equipo........................................................................................... 206

A3.11.1.5 Documentación Suministrada.......................................................................... 207

A3.11.1.6 Inspección Dimensional ................................................................................... 207

A3.11.1.7 Soldadura......................................................................................................... 207

A3.11.2 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API RP 14B ................................................ 207

A3.11.2.1 Inspección Y Prueba........................................................................................ 207

ANEXO 3.12: ESPECIFICACIONES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES

CON TUBERÍA............................................................................................................................... 209

ANEXO 3.13: ESPECIFICACIONES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES

CON WIRELINE............................................................................................................................. 211

ANEXO 3.14: HERRAMIENTAS PARA ASENTAR Y RECUPERAR CON WIRELINE VÁLVULAS

DE SEGURIDAD DE SUBSUELO................................................................................................. 214

A3.14.1 NIPPLES Y SEGUROS DE ASENTAMIENTO ........................................................ 214

A3.14.1.1 Perfiles De Base Superior (Top No-Go) .......................................................... 214

A3.14.1.2 Perfiles De Base Inferior (Bottom No-Go) ....................................................... 214

A3.14.1.3 Especificaciones Para Los Nipples De Asentamiento..................................... 215

A3.14.2 HERRAMIENTAS DE CORRIDA Y RECUPERACIÓN............................................ 217

A3.14.2.1 Herramienta De Corrida Modelo A .................................................................. 217

A3.14.2.2 Herramienta De Corrida Y De Recuperación Modelo CS ............................... 218

ANEXO 3.15: ESPECIFICACIONES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE CONTROL DEL

ANULAR ........................................................................................................................................ 219

ANEXO 4.1: MAPA DE UBICACIÓN DE LOS PUNTOS DE CONTROL DENTRO DEL ÁREA DE

ESTUDIO........................................................................................................................................ 220

ANEXO 4.2: UBICACIÓN DEL TUBO DE FLUJO EN LA VÁLVULA DE SEGURIDAD DE FONDO

DE 3 ½” MODELO “SELECT-T”................................................................................................... 221

XVIII

ANEXO 4.3: DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS CON VÁLVULAS DE

SEGURIDAD DE FONDO.............................................................................................................. 222

ANEXO 5.1: COSTO DE LOS EQUIPOS DE SEGURIDAD......................................................... 227

ANEXO 5.2: COSTOS POR FASE DE PRODUCCIÓN................................................................ 228

ANEXO 5.3: COSTOS DE REMEDIACIÓN AMBIENTAL PARA EL DISTRITO ORIENTE ........ 231

RESUMEN

Este proyecto es un estudio en el cual se realiza una descripción detallada de la

Reserva de Producción Faunística Cuyabeno y de la situación actual del campo

Cuyabeno – Sansahuari.

Se analiza la relación e influencia de las actividades del campo, con la Reserva;

mediante la elaboración de un análisis de riesgos de ocurrencia de derrames,

cuya evaluación determina el riesgo que constituye la operación del campo para la

Reserva y el medio ambiente.

El proyecto presenta una descripción detallada de los equipos de seguridad que

pueden utilizarse tanto en superficie como en la completación de los pozos, para

controlar el flujo y que al ser operados por un sistema de control constituyen un

sistema de seguridad completo para controlar las facilidades en el momento de

una contingencia.

Se realiza una selección de los equipos apropiados para implementarse y se

diseña el sistema determinado y calculando las variables que requieren los

componentes del sistema de seguridad.

Finalmente se analiza el costo que constituye la implementación del sistema de

seguridad en el campo y se lo compara con las pérdidas que ocasionan los

eventos contingentes para determinar la factibilidad de la ejecución e inversión del

proyecto.

PRESENTACIÓN

La industria petrolera tiene como objetivo primordial conducir sus actividades y

operación de tal forma que no ocasione daños al bienestar de las personas y el

medio ambiente. Los derrames de hidrocarburo causan enormes pérdidas

económicas anualmente y un daño irremedialble e invaluable al ambiente, sin

importar la efectividad de la remediación con la cual se manejan las contingencias.

Debido a que es imposible prevenir en su totalidad un evento contingente, se

busca reducir el impacto que ocasionan, al mínimo; por tal motivo se desarrollan

planes de contingencias y manejo operacional para actividades hidrocarburíferas

en los campos petroleros.

El entorno natural del campo Cuyabeno – Sansahuari, está constituido por una

parte de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, una reserva ecológica

de características únicas. Es por esta razón que el presente proyecto se busca

brindar una alternativa adicional que contribuya al cuidado y preservación de la

Reserva y el medio ambiente en general.

El proyecto propone la implementación de un Sistema de Seguridad basado en la

utilización de componentes de seguridad diseñados específicamente para

controlar los pozos y las facilidades afectadas en el momento en que ocurre una

contingencia.

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NATURALES, SISTEMAS

HÍDRICOS Y ACTIVIDAD OPERATIVA DE LOS CAMPOS

CUYABENO Y SANSAHUARI

1.1 ANTECEDENTES

La correcta caracterización del ambiente natural de un campo petrolero en

operación, se la realiza describiendo los aspectos más relevantes de la Línea

Base del campo. Esta caracterización está basada en el conocimiento de los

principales elementos y componentes que conforman el ambiente natural.

1.2 DESCRIPCIÓN FÍSICA DE LOS CAMPOS

1.2.1 UBICACIÓN

El campo petrolero Cuyabeno – Sansahuari está ubicado en la provincia

amazónica de Sucumbíos, al nororiente de la Región Amazónica,

aproximadamente a unos 23 kilómetros al noreste de la población de Tarapoa;

como se observa en la Figura 1.1.

Se encuentra localizado dentro de las siguientes coordenadas topográficas:

Longitud: 76° 15’ – 76° 80’ W

Latitud: 00° 5’ – 00° 70’ N

1.2.2 COMPONENTES FÍSICOS

Los componentes físicos son aquellos que constituyen la geología y el ambiente

mismo en los cuales se desarrollan los campos.

2

Figura 1.1: Ubicación del campo Cuyabeno – Sansahuari en la Región Amazónica.

Fuente: Deparatamento de Cartografía y Mapeo, Petroproducción.

3

1.2.2.1 Geología Estructural

Inicialmente las interpretaciones mostraban la existencia de dos estructuras

independientes, una septentrional a la cual se denominó Sansahuari y otra

meridional denominada Cuyabeno.

Las estructuras de los campos fueron integradas como una sola en 1996, con

interpretaciones sísmicas realizadas en la zona, y posteriormente con la

perforación de los pozos SSH-10 y CUY-21 se confirmó esta interpretación.

La estructura presente en el campo Cuyabeno – Sansahuari es un anticlinal

alargado en dirección norte – sur sureste y se ensancha en dirección sur. Tiene

una longitud aproximada de 16 kilómetros.

Al noroeste y sur del campo se encuentra un límite o cierre estructural para la

arenisca T, que está controlado por un cambio lateral de facies en el sector

suroeste.

Se presentan 5 topes de mayor elevación estructural, tomando como nivel de

referencia la base de la Caliza A. El tope de mayor elevación está de

aproximadamente a 50 pies de la base. La mayor elevación se ubica muy cerca al

pozo CUY-16.

Los campos se encuentran limitados por una falla regional que corta hasta los

sedimentos Tena. Esta falla se extiende hasta la parte sur del campo Cuyabeno y

se extingue a la altura de Napo inferior. Esta falla tiene un salto máximo

aproximado de 400 pies desde el nivel de referencia, la base de la caliza A.

1.2.2.2 Estratigrafía

La estratigrafía del campo es la misma que predomina en toda la cuenca oriental

de la amazonía ecuatoriana. Esta columna estratigráfica predominante se

presenta en la Figura 1.2.

4

Figura 1.2: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriental.

Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción.

5

1.2.2.3 Geología Tectónica

La estructura de los campos se conformó por la actividad tectónica durante el

Eoceno1 Temprano al Medio, debido a la deformación sedimentaria de Tiyuyacu

inferior, que muestra un cambio considerable de espesor entre la parte alta y el

flanco de la estructura.

1.2.2.4 Ambiente Sedimentario

La depositación que presenta la arenisca Basal Tena está conformada por un

conglomerado con matriz de areniscas gruesas y cemento calcáreo, además de

depósitos transgresivos de calizas fosfatadas con insertos de cuarzo.

En las areniscas U y T se hallan dos tipos de lutitas, la una es de carácter

arcillosa y la otra está compuesta ligeramente por linos y depositaciones de

arenas finas.

1.2.2.5 Geomorfología

El área de ubicación del campo se forma de extensiones descendentes de terreno

que provienen de la parte Norte Occidental de la Cuenca Oriente y se extienden

hacia el Sur.

Presenta una altitud promedia de 300 metros sobre el nivel del mar, la cual

desciende hacia la parte Nororiental de los campos.

La ubicación del campo en la estribación de la cordillera central, le da

irregularidad moderada. Esto permite un espaciamiento adecuado y estabilizado

de las curvas de nivel. Los pozos perforados, en su gran mayoría están

localizados en los topes de mayor altitud, debido a la migración de los fluidos a

estas zonas.

1 El Eoceno es el período geológico que se extendió entre 55000000 y 44000000 años antes del presente;

perteneciente al Terciario de la era Cenozoica.

6

1.2.2.6 Suelos

El suelo presenta estabilidad normal con erosión moderada y ligeros

deslizamientos hacia la parte oriental del campo.

Su composición es baja en minerales puros, como el calcio y el sodio, con cierto

contenido de compuestos oxidantes, como el hierro, cuya falta de solubilidad con

el resto de componentes provoca que emigre a superficie, dándole coloración

ligeramente rojiza al suelo y consistencia levemente pantanosa.

La vegetación que cubre los suelos es de tipo tropical, con bosques intervenidos

en su mayoría, pero con áreas considerables de bosque primario y selva virgen.

1.2.2.7 Climatología

Según el Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología (INAMHI), la región

amazónica fundamentalmente se encuentra bajo la influencia de las masas de

aire tropical continental, las mismas que se originan en la Amazonía Central y que

gran parte del año actúan como perturbaciones tropicales; de todas maneras y

aunque sea en forma limitada, también se observa una ligera recesión de las

precipitaciones a fines de Diciembre y en Enero.

De acuerdo a la clasificación de Köppen para las regiones selváticas; el campo

Cuyabeno – Sansahuari se encuentran dentro de la categoría de “Clima

Amazónico Húmedo”, muy característico para la zona noroccidente interior que

comprende el área del volcán Reventador y las regiones ubicadas al norte del río

Aguarico.

1.2.2.7.1 Temperatura

Es el grado de calor o de frío de la atmósfera. En la región Oriental, la media

anual se establece entre los 24º C y 26º C, con extremos que raramente

sobrepasan los 36º C o bajan a menos de los 14º C.

7

1.2.2.7.2 Precipitación

Es la cantidad de agua procedente de la atmósfera. La región amazónica, al igual

que el noreste de la provincia de Esmeraldas, son las zonas más lluviosas con

totales anuales que fluctúan entre los 3000 y 4000 mm.

1.2.2.7.3 Humedad Relativa

Es la proporción entre la cantidad de vapor de agua que contiene la atmósfera y el

máximo que necesitará para la saturación. Esta proporción varía del 75 al 85% en

esta región.

1.2.2.7.4 Heliofanía

Se la conoce también como insolación, y es el número de horas en que el sol se

hace presente en un lugar determinado.

Pese a la poca información de datos existentes en la región amazónica, se ha

determinado que en la región noroccidental de la amazonía, la insolación se ubica

entre las 1000 y 1400 horas anuales.

1.2.2.7.5 Vientos

Los vientos que soplan desde los Andes disminuyen la temperatura de los suelos

bajos de los campos.

Además, al chocar con los vientos calientes y húmedos de esta región producen

las precipitaciones abundantes. Menos de la mitad de volumen precipitado retorna

a la atmósfera por ausencia de periodos anuales secos.

Debido a la alta humedad del ambiente y a la espesa vegetación existente, los

vientos que circulan a bajas alturas alcanzan velocidades muy reducidas.

8

1.3 DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NATURALES SENSIBLES

Una parte del campo se encuentra ubicada dentro de la Reserva Natural de

Producción Faunística Cuyabeno, la cual constituye Patrimonio Forestal y

Faunístico.

Se debe conocer los principales componentes de la Reserva, para poder evaluar

sus vulnerabilidades, frente a la realidad operativa de los campos; de esta manera

se pueda establecer las áreas más sensibles de este ecosistema.

1.3.1 ANTECEDENTES

La Reserva de Producción Faunística de Cuyabeno (RPFC) fue fundada en 1979,

con una extensión de 254760 hectáreas (Acuerdo Ministerial 322 del 26 de julio

de 1979)2. Los límites de 1979 incluían la cuenca y el curso del río Cuyabeno,

incluyendo su valioso y espectacular sistema lagunar y el bosque inundado de su

curso medio.

La primera delimitación de la reserva fue realiza en base a la actividad operativa y

de explotación que venía realizándose en los campos aledaños en esa época, por

tal motivo la mayor participación la tuvieron el estado y las compañías que

operaban cerca de la zona, mientras que los pobladores tuvieron una ínfima

participación.

En 1991 el gobierno ecuatoriano amplió la Reserva hacia el sector sureste,

añadiéndole unas 401021 hectáreas (Acuerdo Ministerial 328 del 3 de julio de

1991)3. Esta decisión expandió la superficie de la Reserva hasta las 655021

hectáreas (6550 km2), concediendo implícitamente a los campesinos asentados

en la zona occidental de la misma el derecho de permanencia en ella, al tiempo

que garantizaba el mantenimiento del potencial turístico del Área en la zona

oriental mediante la declaración del estatus de protección ambiental.

2 El mapa de la Reserva Cuyabeno según el Acuerdo Ministerial de 1979 se muestra en el Anexo 1.1.

3 El mapa de la Reserva Cuyabeno según el Acuerdo Ministerial de 1991, se muestra en el Anexo 1.2.

9

En 1994 el gobierno del Ecuador se vió obligado a modificar nuevamente sus

límites (603380 hectáreas), excluyendo las zonas previamente colonizadas y los

campos petrolíferos que llevaban más de una década operando en ella (Registro

Oficial 472 del 29 de junio de 1994)4. En esta modificación se dio una ruptura de

la continuidad territorial de la Reserva, que perdió una gran parte de la cuenca del

río Cuyabeno en beneficio de las actividades petrolíferas.

Debido al crecimiento de la explotación acelerada en la zona, el gobierno del

Ecuador decidió declarar Zona Intangible el sector oriental de la Reserva

(Decreto Presidencial 551 de enero de 1999)5, estableciendo una gran zona de

435500 hectáreas. La declaración de Zona Intangible canceló completamente la

posibilidad de realizar en su interior cualquier tipo de actividad extractiva de

hidrocarburos y dió a los pueblos indígenas que habitaban en la misma, una

mayor capacidad de decisión sobre sus territorios.

1.3.2 ÁREAS DE INFLUENCIA

Las áreas de influencia constituyen las zonas afectadas por cualquier factor que

generen las actividades operativas de los campos petroleros. Existen dos tipos de

área de influencia de la Reserva:

− Patrimonio forestal faunístico

− Zonas de amortiguamiento

1.3.2.1 Patrimonio Forestal Faunístico

Son aquellas que se encuentran influenciadas de manera directa con las

actividades hidrocarburíferas de los campos. Aquí se encuentra la mayor parte de

toda la biodiversidad de la reserva. También se las conoce como Zonas

Intangibles.

4 El mapa de la Reserva Cuyabeno según el Registro Oficial de 1994, se muestra en el Anexo 1.3.

5 El mapa de la Reserva Cuyabeno según el Decreto Presidencial de 1999, se muestra en el Anexo 1.4.

10

1.3.2.2 Zonas De Amortiguamiento

Son aquellas que se encuentran influenciadas de manera indirecta por la

operación de los campos, y constituyen un espacio de transición entre las zonas

protegidas y las zonas no protegidas. Las zonas de influencia de la Reserva, se

encuentran distribuidas en base a la ubicación de los campos y división de

bloques petroleros en el distrito oriente. Las áreas de influencia de la Reserva se

presentan en la Tabla 1.1.

Tabla 1.1: Influencia de las actividades hidrocarburíferas sobre la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.

CAMPO / BLOQUE

ESTADO ACTUAL

ÁREA DE INFLUENCIA

POBLACIONES AFECTADAS

COMPAÑÍA

Área Libertador Producción Patrimonio Forestal Colonos Petroproducción

Bloque 15 Producción Perforación

Zona de amortiguamiento de la

Reserva

Colonos Quichuas Secoyas Signas

Unidad Bloque 15

Bloque 27 Producción Zona de

amortiguamiento de la Reserva

Colonos Quichuas

City Oriente

Bloque Tarapoa Producción Perforación

Patrimonio Forestal

Colonos Sionas

Quichuas Shuaras

Andes Petroleum

Campo Atacapi Producción Patrimonio Forestal Colonos Cofanes

Petroproducción

Campo Cuyabeno Producción Patrimonio Forestal Colonos Petroproducción

Campo Sansahuari Producción Patrimonio Forestal Colonos Petroproducción

Campo Víctor Hugo Ruales

Producción Zona de

amortiguamiento de la Reserva

Colonos Petroproducción

Fuente: Ministerio del Ambiente.

Las áreas de influencia en la Reserva no solo se ven afectadas por las

actividades hidrocarburíferas, sino también por las actividades agrícolas de las

invasiones de colonos. Estas actividades degradan y deforestan la Reserva.

11

1.3.3 COMPONENTES BIÓTICOS

Son todos aquellos componentes que se refieren a la variedad de la vida en la

tierra, es decir, la riqueza en la variabilidad de seres vivos, incluyendo todos los

organismos terrestres y acuáticos, animales y vegetales, micro y macro

organismos, así como las diferencias intra e interespecíficas existentes entre ellos.

1.3.3.1 Flora6

La vegetación es sumamente importante porque enriquece los ecosistemas, que

son la base para la sustentación de todas las formas de vida, incluyendo la

humana. La biodiversidad de los ecosistemas tropicales de la Reserva de

Producción Faunística Cuyabeno es una de las más elevadas en el mundo.

La vegetación, íntegramente, pertenece a la clase del el Bosque Húmedo Tropical,

el ecosistema más complejo del mundo que contiene sectores de tierra firme y de

bosque inundado.

En este tipo de terreno convive una flora admirablemente diversa con especies

vegetales muy sensibles a los cambios del ambiente. En cada hectárea existen

más especies de plantas que en cualquier otro sector.

La reserva posee cuatro preciosos ecosistemas tropicales no siempre abundantes

en la región amazónica occidental.

1.3.3.1.1 Moretal

Este bosque permanece permanentemente inundado y también se lo conoce

como bosque de pantano o moretal, que es predominantemente colonizado por

palmas y ocupa zonas internas mal drenadas. Las especies dominantes en este

tipo de formación son diversas palmas resistentes a la acidez de los suelos.

6 La distribución de bosques en la Reserva Cuyabeno se muestra en el Anexo 1.5.

Las especies que constituyen la flora de la Reserva Cuyabeno se detallan en el Anexo 1.6.

12

El dosel del bosque llega a los 30 metros de altura y el sotobosque es

relativamente denso. En torno a las lagunas del Cuyabeno se desarrolla un tipo

de bosque inundado que contiene plantas que emergen en las aguas dando un

atractivo espectacular a las lagunas.

1.3.3.1.2 Igapó

Es el bosque de inundación estacional de ríos de aguas negras, más conocido por

el vocablo brasileño de igapó. Este tipo de bosque está presente en diversas

zonas en el interior de la Reserva, particularmente entorno a las lagunas del

Cuyabeno.

Se forma por las inundaciones estacionales (a veces permanentes) de amplias

zonas en los márgenes de los ríos por aguas con alto contenido húmico y casi

total ausencia de sedimentos. Visto desde el exterior, el bosque de Igapó es

menos frondoso y tiene un dosel menos elevado que el de tierra firme.

Desde el punto de vista florístico el Igapó se caracteriza por la predominancia de

los estratos leñosos superiores, con una ausencia casi completa del estrato

herbáceo y posee una menor diversidad específica que los bosques no

inundables.

1.3.3.1.3 Várcea

Este ecosistema viene igualmente definido por inundaciones estacionales de agua

dulce, aunque en este caso por aguas con elevado contenido en sedimentos y

con una persistencia anual normalmente inferior a 4 meses.

El bosque asociado a este tipo de ecosistema es conocido como várcea, várzea o

vársea (del portugués várzea) y se encuentra en las riveras del Cuyabeno y del

Aguarico. Al contrario del Igapó, este bosque sí posee un rico estrato herbáceo y

un estrato arbóreo de hasta 35 metros compuesto por otras especies.

13

1.3.3.1.4 Bosque De Tierras Altas

El ecosistema más frecuente en el Cuyabeno es el determinado por los bosques

de tierras no inundables. En ellos predominan los suelos arcillosos bien drenados

y las formaciones florísticas complejas, con varios pisos de vegetación desde el

estrato herbáceo al arbóreo.

El dosel alcanza los 30 metros de altura, pero existen árboles emergentes que

pueden llegar a los 40 metros. La diversidad biológica es extrema, pudiendo

albergar más de 200 especies de árbol por hectárea. En el Cuyabeno se han

detectado hasta 307 especies por hectárea, lo cual supone una marca mundial en

diversidad forestal en zonas tropicales.

1.3.3.2 Fauna7

La gran diversidad de ecosistemas en un espacio relativamente limitado, es decir,

existe una alta biodiversidad con baja densidad y representa un importante

número de especies pero en un reducido porcentaje de ejemplares.

De acuerdo con el último censo faunístico realizado en la zona por la Pontificia

Universidad Católica del Ecuador (PUCE) en el 2004, en la Reserva del

Cuyabeno se encuentran representados el 64% de los mamíferos (equivalente a

103 especies), y el 54% de los anfibios (equivalente a 82 especies).

1.3.3.2.1 Mamíferos

En la Reserva del Cuyabeno se encuentran representados casi todos los

mamíferos, entre los cuales se destacan especies como los roedores, varias

clases de nutrias (en peligro de extinción), además de varias especies de felinos,

entre otros. Otras especies de mamíferos abundantes en la Reserva son los

primates, y una serie de mamíferos más exóticos como el oso hormiguero.

7 La biodiversidad faunística de la Reserva Cuyabeno se detallan en el Anexo 1.7.

14

1.3.3.2.2 Aves

Las aves son la clase de vertebrados más biodiversa en la Reserva. Según se

conoce de manera segura, existen más de 500 especies de aves, aunque el

número exacto es desconocido. Debido a la dificultad de contabilizar de manera

exacta todas las especies identificadas de aves, hasta el momento solo se

mencionan las familias con mayor número de ejemplares.

1.3.3.2.3 Peces

Al igual que las aves, los peces son igualmente muy numerosos. El número

exacto de especies presentes en la Reserva es desconocido, dado que no han

sido realizados estudios detallados al respecto. Considerando que las especies

contabilizadas en el río Napo, superan las 500, la Reserva puede albergar un

número similar, debido a que la riqueza de sus ambientes fluviales es superior a

la del río Napo y en general al resto del sistema hídrico del nororiente ecuatoriano.

Entre las especies de peces que se han inventariado se ha concluido que todas

ellas son comestibles.

1.3.3.2.4 Reptiles Y Anfibios

La herpetofauna ha sido exhaustivamente estudiada durante la última década. El

resultado de estos estudios es realmente interesante, ya que se ha llegado al

descubrimiento de algunas especies de anfibios que nunca antes habían sido

descritos, como 3 especies nuevas de ranas, tal vez endémicos del Cuyabeno; y

la catalogación de algunas especies nunca antes encontradas en el Ecuador,

como el sapo gigante.

1.3.4 COMPONENTES ANTRÓPICOS

Se refieren a todos aquellos aspectos relacionados con la gente, los recursos

arqueológicos, históricos y culturales, los grupos autóctonos del área, así como

las relaciones de todos estos recursos con el desarrollo social de las personas.

15

1.3.4.1 Colonización

En la actualidad, habita en la cercanía del campo una comunidad de colonos, que

provienen de Puerto Bolívar de otras cinco comunidades, junto a pueblos secoyas.

En la década de los 80, un grupo de cofanes del alto Aguarico, se movilizó aguas

abajo para establecerse cerca de la bocana del río Sábalo, donde se encuentra

hasta hoy.

Gran parte de estos pobladores empezaron a distribuirse y a formar grupos de

colonos en sectores como Aguas Negras, Tarapoa, Tarapuy, y ha desplazarse por

el norte, hacia Sansahuari y Tipishca.

Por otra parte la tribu de los shuar, de Morona Santiago, colonizo el límite sur

occidental de la Reserva Natural y formo los centros Teikiua y Charap.

Hacia el oriente de los campos, adentrándose más hacia la Reseva Natural,

también hallamos comunidades quichuas que provienen de las zonas de Playas

del Cuyabeno y Zancudo, originarias del sector del alto Napo.

Las acciones de supervivencia que cumplen estos asentamientos humanos, se

circunscriben a la caza, pesca y agricultura, a las que se han sumado en los

últimos años la turística y la agropecuaria.

Antiguamente, el área ha sido habitada tradicionalmente por las comunidades

sionas, conocidas por su larga cabellera como “encabellados”; se cree que

habitaban en pequeños grupos dispersos en el bosque.

1.3.4.2 Grupos Humanos

Los grupos humanos presentes en la Reserva de Cuyabeno son el Siona –

Secoya, Suhar, Cofán y Quichua. De estos grupos, los Cofán y los Siona –

Secoya son considerados minorías étnicas en peligro de desaparición.

16

1.3.4.2.1 Siona – Secoyas

Los Siona – Secoyas son uno de los grupos menos numerosos

(aproximadamente unas 1000 personas) de los que se asientan en la Reserva y

son el grupo que ve mayormente amenazada su cultura. Se distribuyen en varias

comunidades cercanas a Puerto Bolívar, Sehuayá, San Pablo de Kantesiayá,

Campo Eno, Orahuayá, Biaña, y el la última década en Tarapuy; todas estas

comunidades están situadas en los márgenes del río Aguarico.

1.3.4.2.2 Cofanes

Los Cofanes, son un pequeño grupo cercano a 1000 individuos que

tradicionalmente ocupaban la zona donde actualmente se asienta la ciudad de

Lago Agrio, se trasladaron a partir del año 1972 hacia el interior de la Amazonía,

huyendo del petróleo y de los miles de colonos agrícolas que comenzaron a llegar

a la región tras la finalización de la construcción de la carretera Quito – Lago Agrio.

Fue en este contexto como nació el asentamiento de Zancudo, mientras la

comunidad de Dureno quedó de este modo como la comunidad Cofán más

occidental en la zona.

1.3.4.2.3 Quichuas

Las comunidades Quichuas se asientan tradicionalmente en los márgenes del río

San Miguel, que ejerce de frontera natural con Colombia. De allí los Quichuas se

desplazaron hacia el sur hace unos 40 años atrás, hasta establecerse en torno al

río Aguarico.La restante comunidad Kichua en la zona se encuentra situada junto

a la orilla del Aguarico, en el límite meridional de la reserva.

1.3.4.2.4 Shuaras

El último grupo indígena que se encuentra en la zona de influencia de la Reserva

de Cuyabeno es el Shuar. Este es un pueblo migrante procedente del sur.

17

Los Shuar son un grupo sumamente heterogéneo compuesto en Ecuador por más

de 100000 habitantes, de los que un par de centenares habitan en las

comunidades de Teikiua y Charap, siempre en las inmediaciones del Aguarico.

1.3.4.3 Desarrollo Social

El modo de vida de los indígenas es diferente al de los colonos. Los indígenas

básicamente se dedican a actividades no agrícolas, como la caza y la recolección

de alimentos en sus territorios. Utilizan medicina natural, buscan materia prima

para la elaboración de artesanías y mantienen ritos culturales vinculados a sus

creencias y costumbres.

Por su parte los colonos cultivan las tierras, crían ganado y también se dedican a

actividades de desarrollo urbano como el comercio y el turismo.

A partir de 1990, se ha incrementado considerablemente el turismo hacia la

Reserva Natural, lo que esta generando importantes ingresos económicos a las

comunidades de colonos de la zona que se han organizado para mantener

convenios de colaboración y asesoría con diversas instituciones.

La apertura de vías de acceso hacia las zonas de exploración y explotación

petrolera en Sansahuari, Cuyabeno y Tarapoa produjo una masiva migración de

colonos provenientes de varias latitudes del país, en busca de puestos de trabajo

en la industria petrolera, lo que ha venido ocasionando algunos problemas en el

manejo de la reserva.

Los grupos más organizados desde un punto de vista político y social son los

Siona – Secoyas y los Cofanes. Se organizaron formando la partir de 1982 con el

apoyo de la Confederación de Nacionalidades Indígenas de la Amazonía

Ecuatoriana (CONFENIAE) y formaron grupos socio-políticos como la

Organización Indígena Siona del Ecuador (ONISE) y la Organización Indígena

Secoya del Ecuador (OISE). El pueblo cofán también se organizó formando la

Organización Indígena de la Nacionalidad Cofán del Ecuador (OINCE).

18

Para mediados de los años 90 se establecieron negociaciones entre el INEFAN

(Instituto Ecuatoriano Forestal y de Áreas Naturales y Vida Silvestre) y las

diferentes organizaciones indígenas de la región (CONFENIAE, ONISE y OISE)

para establecer los derechos de los indígenas sobre las tierras que ocupaban.

Para esto se suscribió el “Convenio para la Conservación y Manejo Ecológico de

un Sector de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno”, en el cual se

zonificó el territorio de la Reserva8.

1.3.4.4 Demografía

Según los datos que muestra el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INEC),

presentados en el último censo poblacional 2002 – 2005; la provincia de

Sucumbíos, consta de siete cantones, de los cuales la población del cantón

Cuyabeno es la más cercana y de mayor influencia a nuestra área de estudio.

El Cuyabeno tiene el mayor crecimiento poblacional de la provincia, con

aproximadamente un 5.8% de crecimiento anual y además predomina las

masculinidad en género, como se muestra en la Tabla 1.2.

Tabla 1.2: Demografía de la provincia de Sucumbíos.

POBLACIÓN CANTONES

TOTAL TCA HOMBRES % MUJERES %

Lago Agrio 66,788 5.2 35,385 53.0 31,403 47.0 Gonzalo Pizarro 6,964 4.0 3,732 53.6 3,232 46.4 Putumayo 6,171 2.3 3,305 53.6 2,866 46.4 Shushufindi 32,184 4.8 18,108 56.3 14,076 43.7 Sucumbíos 2,836 1.4 1,513 53.3 1,323 46.7 Cascales 7,409 3.5 3,926 53.0 3,483 47.0 Cuyabeno 6,643 5.8 4,170 62.8 2,473 37.2

Fuente: Instituto Nacional de Estadística y Censos, INEC. Elaborado por: Eduardo García.

1.3.4.5 Desarrollo Socio-Económico

En la actualidad las condiciones de vida de los colonos son bastante precarias,

con una economía crecientemente dependiente de actividades no agrícolas.

Muchos de los colonos están orientándose hacia las actividades económicas

8 La zonificación indígena de la Reserva se muestra en el Anexo 1.8.

19

relacionadas con la explotación petrolífera o la explotación directa de los recursos

naturales de la zona, como la explotación de la madera o los recursos faunísticos,

entrando así en competencia directa con los grupos indígenas y los intereses

conservacionistas.

Esta situación se debe a la crisis de los productos agrícolas tradicionales, como el

café o el cacao, así como a la dificultad para acceder al apoyo técnico y financiero.

La actividad no agrícola que genera una fuente de recursos económicos para los

habitantes de la región, la constituye el turismo, sin dejar de lado la agricultura,

caza, pesca y comercio, como se aprecia en la Tabla 1.3.

Tabla 1.3: Desarrollo ocupacional de la provincia de Sucumbíos.

Población 2002 Población 2005 ACTIVIDAD ECONÓMICA

Habitantes % Habitantes % TCA

Agricultura, caza y pesca 15273 54,6 19232 39,4 2,1Explotación de minas y petróleo 1507 5,4 3093 6,3 6,5 Manufactura 1092 3,9 2052 4,2 5,7 Construcción 899 3,2 2643 5,4 9,8 Comercio 2400 8,6 6090 12,5 8,5 Transporte 660 2,4 2081 4,3 10,4

Establecimientos financieros 141 0,5 1783 3,6 23,1

Servicios (Turismo) 5071 18,1 7527 15,4 3,6

Actividades no bien especificadas 661 2,4 4024 8,2 16,4

Trabajador nuevo 137 0,5 213 0,4 4,0


Tablas 1.4: Población económicamente activa de la provincia de Sucumbíos.

CANTONES POBLACIÓN PORCENTAJE DEL TOTAL

Lago Agrio 25219 50,9

Gonzalo Pizarro 2683 5,4

Putumayo 2089 4,2

Shushufindi 12772 25,8

Sucumbíos 1119 2,3

Cascales 2581 5,2

Cuyabeno 3046 6,2


20

La actividad petrolera en la zona ha incrementado notablemente la productividad

de las personas. El desarrollo de los campos petroleros en los alrededores de

esta región trajo consigo mayor desarrollo urbano y mayor incremento en las

actividades productivas de los pobladores. En su gran mayoría los colonos se

dedican ha actividades económicamente rentables; algunas de ellas se aprecian

en la Tabla 1.4.

1.3.4.6 Desarrollo Turístico

La cercanía de la Reserva Cuyabeno, hacen que la actividad turística en esta

región sea la más importante de la amazonía.

Entre las opciones esta la visita a la comunidad Cofán de Sábalo, un destino

interesante en el cual se realiza, tours de selva, venta de artesanías en una casa

museo y se presta alojamiento en cabañas con equipamiento básico. Esta etnia

se encuentra bien organizada y preparada para guiar al turista por los senderos

del bosque.

Los sionas poseen construcciones rusticas con pisos de madera y techos de

hojas de palma que se utilizan para el alojamiento del turista. Los quichuas,

ofrecen tours de selva y cabañas de hospedaje y cuentan con un programa de

ecoturismo que se desarrolla en el río Aguas Negras y en los alrededores de

Playas de Cuyabeno.

1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS HÍDRICOS

1.4.1 HIDROLOGÍA

El principal sistema hidrológico está integrado por el río Cuyabeno y sus

tributarios Quebrada Hormiga, Tarapuy, Aguas Negras y Balatayacu, que cruzan

la zona de oeste a este. El río Cuyabeno, por cuyo trayecto se puede observar

gran cantidad de pantanos, lagunas y zonas de inundación temporal, constituye el

límite entre los territorios quichua y siona. El sector más visitado es el que

21

encierra las lagunas y las Playas de Cuyabeno. En quillas a remo, por la noche,

es posible internarse en la selva navegando por ríos pequeños de aguas negras

que desembocan en el gran río y observar de cerca caimanes y tortugas.

La cuenca se origina bajo la cota de los 300 metros sobre el nivel del mar, por la

influencia de la zona andina. Su caudal promedio depende de las lluvias que se

producen. En el curso medio del río Cuyabeno, existe un sistema lacustre

formado por 14 espejos de agua de gran belleza, que constituyen los principales

atractivos naturales de la reserva natural.

Los ríos que mayores facilidades brindan para el desarrollo de la vegetación son

el Aguarico, que recorre por el límite sur del área, y el San Miguel, al norte, fuera

de los límites de la zona. Estos ejes hidrográficos tienen su origen en la cordillera

de los Andes, poseen grandes y permanentes caudales que los hacen navegables

durante todo el año. Los ríos secundarios Cuyabeno, Tarapuy, Aguas Negras,

Balatayacu, Sábalo, Juanillas, Guepi y Lagarto, que nacen en la cuenca

amazónica baja, dependen del flujo de lluvias para mantener su caudal; en la

época de verano se secan o disminuyen sus niveles y dificultan la navegación.

El sistema lacustre más visitado son las 14 lagunas interconectadas entre si y

fáciles de confundir cuando se inunda la zona. Los sitios de mayor flujo turístico

son las lagunas Grande, Caimancocha, Patococha y la Quebrada de la Hormiga.

La tonalidad oscura de sus aguas es efecto de la descomposición de materia

orgánica que se produce en su interior. Es importante conocer que hacia el norte,

a poca distancia, atraviesa la línea Equinoccial. Los tres senderos que se internan

en el bosque tropical son la Hormiga, Saladero de Dantas y Palma Roja.Los ríos

Imuya y Lagarto y las lagunas Redondococha, Delfincocha, Lagartococha, Imuya

e innumerables menores, forman parte de un enorme conjunto lacustre y fluvial,

compartido con el Perú, que cubre un área aproximada de 10 mil hectáreas.

En el río Aguarico, en Huagrahurco, existe un antiguo sendero que conduce hacia

la quebrada de Imuya. Es posible observar delfines rosados en el río Lagarto,

22

grandes colonias de multicolores y ruidosos loros y, ocasionalmente, manatíes en

la laguna de Imuya.

En las alturas de la cordillera oriental de los Andes tiene su origen el río Aguaríco,

principal afluente del Napo, que tributa eventualmente al Amazonas; es caudaloso

y navegable durante todo el año y constituye la principal vía de comunicaci6n,

transporte y comercio entre las poblaciones orientales; a sus orillas se extiende el

Bosque Húmedo Tropical en toda su magnitud.

Al este en la frontera con el Perú la laguna más grande, redonda y de aguas

negras de la Amazonía ecuatoriana, es la de Zancudococha.En ese tramo del río

Aguaríco, la selva esta bien conservada; es posible observar mucha fauna marina

como el delfín rosado. Desde Zancudo existe una trocha militar que conduce al río

Tiputini y varios senderos interesantes que serpentean por la selva.

1.5 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD OPERATIVA

1.5.1 ANTECEDENTES

La explotación de los campos amazónicos Cuyabeno y Sansahuari comenzó con

la perforación de los pozos CUY-01 y SSH-01.

El pozo CUY-01 fue perforado entre el 23 de octubre y el 24 de noviembre de

1972 por la compañía Texaco. Este pozo alcanzó una profundidad de 8157 pies y

una producción aproximada de 648 BPD provenientes de la arenisca del

reservorio Napo U, con un crudo de aproximadamente 26° API.

Por su parte, el pozo SSH-01 fue perforado por la compañía CEPE a partir del 25

de octubre de 1979, terminado con su completación final el 12 de noviembre del

mismo año. Este pozo alcanzó una profundidad de 8268 pies y una producción de

1729 BPD en la arena U Inferior y de 369 BPD en la arena U Superior, con un

crudo que tenía 22.1 y 22.7° API respectivamente.

23

A pesar de hallar indicios de crudo pesado en Basal Tena y en el reservorio Napo

T, estas no fueron probadas durante la perforación de estos dos pozos

exploratorios.

1.5.2 YACIMIENTOS PRODUCTORES

Los yacimientos Napo U, Napo T y Basal Tena constituyen las zonas de

producción de los campos.

1.5.2.1 Mecanismos De Producción

La producción de los yacimientos de estos campos se debe a un mecanismo de

empuje de agua de fondo, razón por la cual la declinación de la presión en dichos

yacimientos no ha mostrado una disminución considerable con respecto a la

producción de petróleo.

1.5.2.2 Presión

Las presiones promedio de los yacimientos productores del campo se presentan

en la Tabla 1.5.

Tabla 1.5: Presiones promedio de los yacimientos productores del campo Cuyabeno – Sansahuari.

YACIMIENTO PRESIÓN INICIAL

(lppc) PRESIÓN ACTUAL

(lppc)

Superior 3243 2952 U

Inferior 3270 3010

T 3338 3000

Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.

1.5.2.3 Parámetros Petrofísicos Promedio

Para los yacimientos productores se han determinado los parámetros petrofísicos

promedio mostrados en la Tabla 1.6.

24

Tabla 1.6: Parámetros petrofísicos promedio de los yacimientos productores del campo Cuyabeno – Sansahuari.

YACIMIENTO Saturación de Agua, Sw

(%)

Porosidad, φφφφ(%)

Espesor, hO

(pies) Permeabilidad, K

(md)

Superior 30 17 12 451 U

Inferior 30 19 29 233

T 25 17 25 235


1.5.2.4 Propiedades PVT De Los Fluidos

Los fluidos de los yacimientos presentan las propiedades PVT mostradas en la

Tabla 1.7.

Tabla 1.7: Propiedades PVT de los fluidos de los yacimientos productores del campo Cuyabeno – Sansahuari.

YACIMIENTO Temperatura

(°F)

Presión de Burbuja (lppc)

GOR (scf/bl)

ββββO

(bl/bf) API (°)

µµµµO

(cp)

Superior 3243 2952 155 1.163 30.2 3.50 U

Inferior 3270 3010 271 1.163 27.8 3.07

T 3338 3000 357 1.248 29.9 1.58


Tabla 1.8: Reservas totales estimadas del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 31 de diciembre del 2006.

Yacimiento Volumen

In Situ (bl)

Factor de Recobro

Inicial (%)

Reservas Originales

(bl)

Producción Acumulada

(bl)

Reservas Remanentes

(bl)

Superior 86518565 24.70 21370086 19612688 1757398

Media 33899087 23.00 7796790 64967 7731823 U

Inferior 147834850 24.00 35480364 30364016 5116348

Superior 86440974 32.00 27661112 24706889 2954223 T

Inferior 16358722 25.00 4089681 1567488 2522193

Basal Tena 1200000 16.00 192000 183114 8886

Total 372252198 25.95 96590032 76499162 20090870


25

1.5.2.5 Reservas

Las reservas totales estimadas en el campo, al 31 de diciembre del 2006, son las

que se presentan en la Tabla 1.8.

1.5.3 CONDICIÓN ACTUAL DE LOS POZOS

Hasta el momento se encuentran perforados 39 pozos, 26 en el campo Cuyabeno

y 13 en el campo Sansahuari.9 Los pozos que se encuentran en producción, en su

gran mayoría, se encuentran completados para bombeo hidráulico tipo jet. El

estado actual de cada pozo, producción y características de los pozos se detallan

en las Tablas 1.9 y 1.10.

Tabla 1.9: Condición actual de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 31 de agosto del 2007.

POZO ESTADO ACTUAL

TIPO DE LEVANTAMIENTO

EQUIPO COMPLETACIÓN

ORIGINAL

CUY-01 Abandonado - - 02/11/1972 CUY-02 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 08/01/1980 CUY-03 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 28/08/1981 CUY-04 Reinyección - - CUY-05 Reinyección - - 08/04/1982 CUY-06 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 18/05/1982 CUY-07 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 27/02/1982 CUY-08 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 06/12/1984 CUY-09 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 10/06/1984 CUY-10 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 05/09/1984 CUY-11 Producción Hidráulico Tipo Jet Cobe 2 ½” 10/02/1985 CUY-12 Abandonado - - 26/05/1985

CUY-14 Producción Eléctrico Sumergible TE-2700 Serie 538 98 Etapas

05/09/1984

CUY-15 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 04/01/1989

CUY-16 Producción Hidráulico Tipo Pistón Guiberson PL-II

2 ½” x 1 �” 03/11/1990

CUY-17 Abandonado - - 20/02/1991 CUY-18 Reinyección - - 20/07/1991 CUY-19 Producción Hidráulico Tipo Jet Cobe 3 ½” 19/01/1995 CUY-20 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 19/02/1995

CUY-21 Producción Hidráulico Tipo Pistón Guiberson PL-II

2 ½” x 1 �” 27/12/1995

CUY-22 Producción Eléctrico Sumergible Centrilift GC-2200

112 Etapas 03/02/1998

CUY-23 Producción Eléctrico Sumergible GC-4100 Serie 513 78 Etapas

26/10/1996

9 La ubicación de los pozos se detalla en el Anexo 1.9.

26

Continuación de la Tabla 1.9.

POZO ESTADO ACTUAL

TIPO DE LEVANTAMIENTO

EQUIPO COMPLETACIÓN

ORIGINAL

CUY-24D Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 01/08/2006

CUY-25 Producción Eléctrico Sumergible Wood Group

TE-1500 98 Etapas

14/06/2006

CUY-26 Producción Eléctrico Sumergible FC-1200 Serie 400

209 Etapas 22/05/2006

CUY-27 Producción Eléctrico Sumergible GC-2200 Serie 513 55 Etapas

28/04/2007

SSH-01 Reinyección - - 23/11/1979 SSH-01-SO Abandonado - - 13/11/2004

SSH-02 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 29/11/1981 SSH-03 Abandonado - - 10/04/1982

SSH-04 Producción Hidráulico Tipo Pistón Guiberson PL-II

2 ½” x 1 �” 21/12/1984

SSH-05 Cerrado Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 08/01/1985 SSH-06 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” SSH-07 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 07/03/1989 SSH-08 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 25/10/1991 SSH-09 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 22/10/1991 SSH-10 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 18/01/1996 SSH-11 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 21/10/1996

SSH-12D Producción Eléctrico Sumergible

GN-1600 Serie 540 59 Etapas 89 Etapas

19/10/2006

Fuente: Ingeniería de Producción, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.

Tabla 1.10: Características actuales de la producción del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 30 de junio del 2007.

POZO ZONA

PRODUCTORA BPPD BAPD BSW (%) ºAPI

SALINIDAD (ppm Cl-)

CUY-02 U Inferior 151 1230 89.1 26.8 - CUY-03 T Inferior 329 1049 76.1 27.4 16950 CUY-06 U Inferior 420 400 48.8 27.9 - CUY-07 U Inferior 251 764 75.3 27.5 7000 CUY-08 U Inferior 522 1323 71.7 27.4 - CUY-09 U Inferior 266 487 64.7 27.7 7200 CUY-10 U Inferior 161 972 85.8 27.7 8000 CUY-11 U Inferior 187 1647 89.8 28.2 - CUY-14 U Superior 712 1383 66.0 19 25000 CUY-15 T Superior 1044 8 0.8 30.3 - CUY-16 T Superior 164 286 63.6 26.2 8000 CUY-17 - - - - - - CUY-19 U Inferior 301 537 64.1 27.8 - CUY-20 T 181 388 68.2 26.7 - CUY-21 U Superior 308 194 38.7 27.2 - CUY-22 T Superior 972 1237 56.0 27.8 8000 CUY-23 U Inferior 839 3355 80.0 27.6 -

CUY-24D U Inferior 623 1136 64.6 26.1 - CUY-25 U Inferior 555 1579 74.0 32.3 - CUY-26 U 267 844 76.0 22.3 - CUY-27 U Inferior 857 1398 62.0 27 - SSH-02 U Inferior 331 257 43.7 27.6 18200

27


POZO ZONA

PRODUCTORA BPPD BAPD BSW (%) ºAPI

SALINIDAD (ppm Cl-)

SSH-04 T 384 272 41.5 27.6 - SSH-05 Basal Tena - - - 28.2 - SSH-06 T Superior 123 295 70.5 27.6 - SSH-07 U Superior 133 1042 88.7 27.3 - SSH-08 T Superior 176 475 73.0 27.8 - SSH-09 U Superior 130 719 84.7 27.9 - SSH-10 T Superior 196 482 71.1 26.8 - SSH-11 U Inferior 142 1593 91.8 26.5 -

SSH-12D T Superior 644 787 55.0 28.3 -

Fuente: Ingeniería de Producción, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.

1.5.4 CABEZALES

El campo presenta dos tipos de cabezales correspondientes a los dos tipos de

sistemas de levantamiento artificial.

El cabezal correspondiente al sistema Power Oil consta de los siguientes

componentes:

− Una válvula reguladora de flujo de 3” (master).

− Tres válvulas de bola de 2” (wing).

− Una válvula de cuatro vías, dos de entrada y dos de salida; la una entrada

desde la línea de inyección, otra entrada desde el retorno del anular del casing,

la una salida hacia el tubing y la otra salida hacia la línea de producción. Esta

válvula se conecta con la master y las wing.

El cabezal para BES, presenta los siguientes componentes:

− Una válvula reguladora de flujo de 3” (master) conectada al tubing.

− Una válvula de bola de 2” (wing) que se conecta a la línea de producción.

− Una válvula de bola de 2” (desfogue) que está conectada al anular del casing.

− Un conector de canle trifásico ubicado en el cuerpo del cabezal. Los

conectores generalmente son de dos tipos, para cable plano y para cable

redonde. En el caso de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari solo

exiten conectores para cable plano.

28

1.5.5 LÍNEAS DE FLUJO10

Las líneas de flujo flujo del campo son de varias clases: producción, inyección,

transferencia y reinyección; pero las de mayor influencia por la presión del

volumen de hidrocarburo que transportan son las de inyección.

1.5.5.1 Líneas De Producción11

El tendido de líneas de producción en el campo Cuyabeno – Sansahuari, se

caracteriza por líneas de 4.5” de diámetro, que se reduce a 2 �” al acercarse al

cabezal (entre 100 y 500 metros aproximadamente); y con espesores promedios

que varían 0.115” y 0.230”. La presión promedio de las líneas es menor a la de

cabeza, que no sobrepasa las 300 lppc.

1.5.5.2 Líneas De Inyección De Fluido Motriz12

Por otro lado las líneas de inyección de fluido motriz son principalmente de tres

tipos:

− Líneas de 4.5” de diámetro externo, 0.65” de espesor promedio y 15 lbs/pie de

peso promedio.

− Líneas de 3.5” de diámetro externo, 0.3” de espesor promedio y 10.5 lbs/pie de

peso promedio.

− Líneas de 2 �” de diámetro externo, 0.2” de espesor promedio y 5.5 lbs/pie de

peso promedio.

Las líneas de inyección se acoplan a la línea matriz de de inyección de 4.5” y

luego presentan una reducción de diámetro a 2 �” al acercarse a los cabezales

de los pozos, al igual que las líneas de producción. Las estaciones Cuyabeno y

10

Las presiones y volúmenes de fluidos que manejan las líneas de flujo del campo se detallan en el Anexo 1.10.

11 Las características de las líneas de producción del campo se detallan en el Anexo 1.11.

12 Las características de las líneas de inyección de fluido motriz del campo se detallan en el Anexo 1.12.

29

Sansahuari inyectan por las líneas de fluido motriz con una presión máxima de

3750 lppc.

1.5.6 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

La producción del campo se distribuye hacia dos estaciones de producción e

inyección:

La Estación Cuyabeno 13 , recepta una producción mensual aproximada de

269537 barriles de petróleo, 587827 barriles de agua y 58972 pies cúbicos de gas,

provenientes de 20 pozos de Cuyabeno. Abastece a todo el sistema de Power Oil

del Cuyabeno y a un 40% de lo requerido por los pozos de Sansahuari.

Por otra parte la Estación Sansahuari14, recibe la producción de los 11 pozos de

Sansahuari, que alcanzan una cantidad mensual aproximada de 67755 barriles de

crudo, 177631 barriles de agua, 6119 pies cúbicos de gas y abastece con fluido

motriz al resto del sistema Power Oil del campo.

Las características de las facilidades de producción de cada una de las

estaciones con las que opera el campo se detallan en las Tablas 1.11 y 1.12.

Tabla 1.11: Facilidades de producción de la Estación Cuyabeno.

FACILIDADESELEMENTO,

EQUIPO, COMPONENTE

DESCRIPCIÓN ESTADO ACTUAL

OBSERVACIONES

Manifold Múltiples de 20 pozos Bueno - 3 Bombas Eléctricas

1/4 hp Inyección de químicos Bueno -

Tomamustras de Crudo

(17 pozos)

Monitoreo de BSW (20 pozos)

Regular Falta instalar para

3 pozos

Bota Separador de gas Buena - Calentador Disolución de crudo Bueno Mantenimiento

Área de Producción

Motor 7.5 hp (Bomba Durco)

Recirculación de agua calentada

Bueno Mantenimiento

preventivo

13

El Diagrama de la Estación Cuyabeno se detalla en el Anexo 1.13. La producción mensual que se presenta

está basada en los reportes de producción correspondientes al mes de junio del 2007. 14

El Diagrama de la Estción Sansahuari se detalla en el Anexo 1.14. La producción mensual que se presenta,

está basada en los reportes de producción correspondientes al mes de junio del 2007.

30



EQUIPO, COMPONENTE


OBSERVACIONES

Área de Producción

Motor 20 hp (Bomba Durco)

Drenaje del tanque de surgencia a la bota

Bueno Mantenimiento

preventivo Unidad No. 1

Ingersoll Rand Fluido motriz Regular

Cambio de radiador

Unidad No. 2 Ingersoll Rand

Fluido motriz Regular Cambio de

radiador


Fluido motriz

Fuera de servicio, sin

motor y reductor

-


Fluido motriz Regular Preventivo

Motor Eléctrico 100 hp

(Bomba Durco) Succión de fluido motriz Regular -

Motor Caterpillar (Bomba Durco)

Succión de fluido motriz (reserva)

Regular -

Sistema Power Oil

3 Bombas Eléctricas 1/4 hp

Inyecioón de quimicos Bueno Mantenimiento

preventivo Compresor Eléctrico

Sullair Compresor

Fuera de servicio

Mantenimiento

Compresor mecánico Lister

Compresor Regular Manteniminento Sistema

Neumático Compresor Eléctrico

5 hp Compresor Regular

Mantenimiento preventivo

Tanque 3155 bls

Almacenamiento de agua Bueno Codificaciòn del

tanke Bomba Detroit a

diesel SCI Bueno Manteniminento

Motor Eléctrico 250 hp

SCI Fuera de servicio

No opera por alto hp

Tanque Horizontal 2300 gal

Almacenamiento de espuma

Bueno Manteniminento

Bomba Eléctrica 7.5 hp

Enfriamiento de motores Bueno Mantenimiento

Sistema Contraincendios

Bomba Eléctrica 5 hp

Enfriamiento de motores Buena Mantenimiento

Tanque de Lavado 18130 bls

Lavado Caliche en

el techo

Mantenimiento en las válvulas de

venteo

Tanque de Reposo 21938 bls

Surgencia Bueno Mantenimiento en

las válvulas de venteo

Tanque de Oleoducto No. 1

36258 bls Oleoducto Regular

Limpieza del techo flotante

Tanques

Tanque de Oleoducto No. 2

36258 bls Oleoducto Bueno

Limpieza del techo flotante

2 Motores Eléctricos 100 hp Booster

Succión Regular Mantenimiento Bombas de Oleoducto 2 Motores Eléctricos

20 hp Booster Succion

Fuera de servicio

-

31



EQUIPO, COMPONENTE


OBSERVACIONES

2 Bombas Eléctricas Horizontales Reda

Transferencia Bueno Ninguno

Bomba Eléctrica Horizontal Reda

Transferencia Fuera de servicio

Falta instalación electrica

Bombas de Oleoducto

3 Bombas Triples Worthington

Transferencia Fuera de servicio

-

Tanque Vertical 9500 gals

Almacenamiento de diesel para Sistema de

Reinyección Bueno -

Tanque Vertical 9500 gals

Almacenamiento de diesel para Sistema de

Reinyeccion Bueno -

Tanque Vertical 38000 gal

Almacenamiento de diesel para Sistema

Power Oil Bueno -

Tanques de Combustible

Tanque Vertical 607 gal

Almacenamiento de JP1 para laboratorio

Bueno -

Bombas de Sumideros

5 Bombas Eléctricas Sumideros Regular Mantenimiento

preventivo Separador No. 1

35000 bls Producción Bueno -

Separador No. 2 35000 bls

Producción Bueno Reparación


Producción Bueno - Separadores


Prueba Bueno Calibración de

turbina Tanque Empernado

2552 bls Almacenamiento de agua Bueno -


Booster Bueno -


Booster Instalada en vez de

una de 25 hp Bomba Eléctrica

60 hp Booster Bueno Mantenimiento

Bomba No. 1 Reda JN10000 (350 hp)

Reinyección Bueno Mantenimiento

preventivo Bomba No. 2 Reda HJ350N (450 hp)

Reinyección Bueno Mantenimiento

preventivo Bomba No. 3 Reda HJ350N (450 hp)

Reinyección Bueno Cambio de bomba

3 Bombas de Químicos

1/4 hp Químico Bueno -

Generador Caterpillar 600 kw

Reda No. 2 Buena Mantenimiento

Generador Caterpillar 600 kw

Reda No. 1 Fuer de servicio

Mantenimiento correctivo

Sistema de Reinyección de

Agua

Generador 1200 kw Reinyección Reda No. 1 y

No. 3 Bueno

Cambio de todo el equipo

Lavado Contingencia Bueno - Cubetos

Surgencia Contingencia Bueno -

32



EQUIPO, COMPONENTE


OBSERVACIONES

Oleoducto Contingencia Bueno - Cubetos

Diesel Contingencia Bueno -

Fuente: Proyectos y Equipos, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.

Tabla 1.12: Facilidades de producción de la Estación Sansahuari.

FACILIDADES ELEMENTO,

EQUIPO, COMPONENTE

DESCRIPCIÓN ESTADO ACTUAL OBSERVACIONES

Manifold Múltiple de 15 pozos Bueno Conectados 11 Área de

Producción 2 grupos

electrógenos Caterpillar

Generación para la estación

Bueno Mantenimiento

preventivo

2 bombas quíntuplex Nacional

Bombeo de crudo a los pozos

Regular Cambio de canastillas

1 compresor eléctrico Nacional

Sistema neumático Bueno Mantenimiento

preventivo 1 compresor

mecánico Lister Bueno Bueno


Sistema Power Oil

3 bombas de químicos

Químicos Buena Mantenimiento

preventivo Tanque 1960 bls

Almacenamiento de agua

Bueno Codificaciòn

2 motores bomba Detroit a diesel

SCI Bueno Mantenimiento Sistema

Contraincendios Tanque horizontal

1700 gal Almacenamiento de

espuma Bueno -

Tanque vertical 12590 bls

Lavado Regular -

Tanque vertical 18131 bls

Surgencia Bueno - Tanques

Tanque vertical 9622 gal

Almacenamiento de diesel

Bueno -

3 bombas el´rctricas 5 hp

Sumideros Bueno Mantenimiento

preventivo

Bomba Lister diesel Transferencia Bueno Mantenimiento

preventivo 2 bombas eléctricas

50 hp Transferencia Bueno


2 bombas eléctricas 15 hp

Calentador Bueno Mantenimiento

preventivo Motor/bomba Enclosed 5HP

Sumidero Bueno Mantenimiento

preventivo Motor para bomba

Aurora Pum Sumidero Bueno


Bombas

Bomba eléctrica Llenado SCI Bueno Mantenimiento

preventivo

Separadores Separador No. 1

10000 bls Producción Bueno Reparación caliche

33


FACILIDADES ELEMENTO,

EQUIPO, COMPONENTE


OBSERVACIONES


Producción Bueno Cambio de separador

08-01-2006 Separadores

Separador 5000 bls Prueba Bueno Mantenimeitno

preventivo 2 tanques

500 bls Almacenaminto Provisional Instalación

2 bombas eléctricas 50 HP

Booster Bueno -

Tanque 3000 bls

Alamacenamiento de agua

Montaje Montaje

2 bombas Reda GN-7000


2 bombas Reda 60 hp


3 bombas de químicos 1/4 HP

Químicos Bueno -

Generador Caterpillar 3412

455 kw Reinyección Bueno

Mantenimeitno preventivo

Gnerador Caterpillar 3412

500kw Reinyección Bueno

Mantenimeitno preventivo

Sistema de Reinyeción de

Agua

Tanque horizontal 5006 gal

Almacenamiento de diesel

Bueno -

Tanque de lavado Contingencia Bueno - Tanque de surgencia Contingencia Bueno -

Tanque de reinyección agua

Contingencia Bueno -

Tanque de diesel Contingencia Bueno -

Cubetos

Mecheros Contingencia Regular -

Fuente: Proyectos Especiales, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.

34

CAPÍTULO 2

ANÁLISIS DE RIESGOS DE DERRAMES EN LOS CAMPOS

CUYABENO Y SANSAHUARI

2.1 GENERALIDADES

2.1.1 RIESGO

Existen varias definiciones de riesgo, dependiendo del ámbito de estudio al cual

se hace referencia. Estas son algunas definiciones generales de riesgo:

− Es la probabilidad de obtener un resultado desfavorable debido a la exposición

a un evento azaroso dado.

− Es un peligro potencial evaluado, de acuerdo a la probabilidad de ocurrencia

de la causa y severidad de su efecto.

− Es una condición desventajosa, en la cual se conocen antecedentes de las

dificultades y beneficios que la provocan.

2.1.1.1 Clases De Riesgos

No podemos clasificar todos los riesgos de manera general, ya que estos

dependen de la magnitud de la amenaza existente y de la vulnerabilidad del

medio a dicha amenaza. Para efectos prácticos, se puede clasificar los riesgos de

acuerdo al origen o a la naturaleza de las amenazas.

Si el medio es vulnerable a cualquier amenaza de origen natural, hablaremos de

un Riesgo Natural.

Si el medio es vulnerable a cualquier amenaza provocada por la operación de

cualquier facilidad de producción, instrumento o actividad en el campo, se puede

catalogar como un Riesgo Operativo.

35

Si el medio es vulnerable a toda amenaza provocada por falla, mala fabricación,

mal desempeño o mal estado de los equipos, maquinarias, instrumentos o

facilidades, se dará un Riesgo Técnico.

En términos estadísticos también podemos hablar de la existencia de un Riesgo

Financiero, cuando existe una alta influencia de los tipos de riesgos mencionados

anteriormente, sobre el desarrollo normal de las actividades y que puede afectar

el capital invertido.

2.1.2 VULNERABILIDAD

La vulnerabilidad puede ser definida como la susceptibilidad para recibir

negativamente daños externos. Cuando existe vulnerabilidad, también existe la

posibilidad de disminuir el bienestar frente a factores de peligro del entorno.

2.1.3 AMENAZA

Es un fenómeno natural o provocado por la actividad humana, cuya ocurrencia es

peligrosa para las personas, propiedades, instalaciones y el medio ambiente.

La amenaza es un factor que influencia de manera directa en la cuantificación del

riesgo.

2.1.3.1 Amenazas Naturales15

Son aquellos elementos del medio ambiente que son peligrosos al hombre y que

están causados por fuerzas extrañas a él; es decir, todos los fenómenos

atmosféricos, hidrológicos, geológicos (especialmente sísmicos y volcánicos) y a

los incendios que por su ubicación, severidad y frecuencia, tienen el potencial de

afectar adversamente al ser humano, a sus estructuras y a sus actividades.

15

Los tipos de Amenazas Naturales se detallan en el Anexo 2.1.

36

La calificación de “natural” excluye a todos los fenómenos causados

exclusivamente por el hombre, tampoco se consideran amenazas que no estén

relacionadas con la estructura y función de los ecosistemas.

2.1.3.2 Amenazas Antrópicas

Son aquellos fenómenos atribuibles directamente a la acción del hombre o de los

productos de su acción sobre la naturaleza, tales como la tecnología.

Dentro de los fenómenos generadores de amenazas antrópicas podemos

encontrar la contaminación ambiental, la fuga de materiales peligrosos, las

explosiones de gas o de otros materiales inflamables o radioactivos y los

accidentes por manipulación de maquinarias y equipos.

2.1.3.2.1 Amenazas Antrópico – Contaminantes

Este tipo de amenazas se producen por procesos de contaminación ambiental

generadas por derrame de hidrocarburos, por dispersión o emisión de sustancias

químicas tóxicas al aire, suelos o aguas y por el manejo y disposición inadecuado

de desechos domésticos o industriales (líquidos o sólidos).

Este tipo de amenazas son el resultado de la negligencia o falta de control sobre

procesos industriales (tanto de producción como de distribución de productos).

2.1.3.2.2 Amenazas Antrópico – Tecnológicas

A este grupo pertenecen los accidentes tecnológicos. El riesgo que reviste este

tipo de amenaza está relacionado con los asentamientos poblacionales que se

generan alrededor o cerca de las zonas industriales.

El riesgo también se traduce en el deterioro ambiental que se puede causar por el

manejo inadecuado de tecnologías peligrosas, en muchas ocasiones en proceso

de desarrollo.

37

2.1.3.3 Amenazas Socio – Naturales

Son aquellos fenómenos que se expresan a través de fenómenos de la naturaleza,

pero en su ocurrencia e intensidad interviene la acción humana; por ejemplo, la

erosión que sufre el suelo debido a la sobre explotación de la tierra.

2.1.3.4 Amenazas Complejas

Se las denomina complejas cuando una serie de amenazas se desatan una a

continuación de otra; o cuando cada amenaza es consecuencia de otra. Por

ejemplo, un deslizamiento puede generar una ruptura en una línea, esto produce

un derrame de combustible, el cual a su vez genera un incendio.

2.2 PLANEAMIENTO DEL ANÁLISIS DE RIESGOS

El objetivo del análisis es ejecutar un procedimiento que nos permita conocer con

certeza la magnitud del riesgo. De forma general, un análisis de riesgos busca:

− Identificación de los riesgos.

− Búsqueda de precedentes o de eventos históricos.

− Identificación de las amenazas que originan los riesgos.

− Identificación el medio afectado.

− Identificación de puntos de riesgo.

− Identificación de la vulnerabilidad del medio antes las amenazas.

− Cuantificación de las amenazas y vulnerabilidades.

− Cuantificación de los riesgos.

− Evaluación de los riesgos.

− Elaboración de planes de manejo operativos y planes de contingencia.

− Actualización de palnes existentes.

− Ejecución de planes de mojoras y sistemas de calidad.

La Figura 2.1 muestra el proceso ordenado como se ejecuta el análsis.

38

Figura 2.1: Organización y procedimiento del Análisis de Riesgos.

Elaborado por: Eduardo García

2.3 INDICADORES DE RIESGOS

El principal riesgo del análisis es la Ocurrencia de Derrames de Petróleo por

diversas causas y factores.

Causas Efectos

Identificación del riesgo

Identificación del medio afectado

Identificación de amenazas

Identificación de vulnerabilidades

Cuantificación de amenazas y vulnerabilidades

Cuantificación del riesgo

Evaluación del riesgo

ANÁLISIS DE RIESGOS

Causas Efectos

Probabilidad de ocurrencia

Toma de decisiones

Plan de manejo operacional

Plan de contingencias

39

Los indicadores de riesgo están dados relacionando la ubicación de aquellos

puntos susceptibles a la contingencia, por este motivo deben ser ubicados y

analizados para determinar el riesgo de ocurrencia de derrames en estos puntos.

2.3.1 PUNTOS DE OCURRENCIA DE DERRAMES

Dentro de la operación de los campos se va a considerar tres ubicaciones en las

cuales se encuentran los puntos de mayor probabilidad de ocurrencia de

derrames.

2.3.1.1 Ocurrencia En Los Cabezales

Comprenden los cabezales de los pozos y todo tipo de facilidades, maquinarias y

equipos ubicados en las cercanías de los pozos.

2.3.1.2 Ocurrencia En Las Líneas De Flujo

Comprende todo tipo de líneas de flujo: líneas producción, líneas de inyección de

fluido motriz, líneas de inyección de agua, líneas de reinyección de agua, líneas

de inyección de químicos, líneas de transferencia de crudo y líneas de

transferencia de derivados).

Está ubicación también incluye todo tipo de facilidad y válvula de superficie

ubicadas desde la salida de los cabezales hasta la entrada de los manifolds.

2.3.1.3 Ocurrencia En Estaciones De Producción

Comprenden todas las facilidades ubicadas en las estaciones de producción:

manifolds, separadores, sumideros, tanques de lavado, calentadores de agua,

tanques de surgencia, bombas de transferencia, piscinas de recolección,

tratamiento y descarga, etc).

40

2.3.2 INDICADORES HISTÓRICOS

Es un registro de eventos ocurridos en los últimos años. Cada derrame ocurrido

es contabilizado, registrado y analizado para determinar las causas y efectos de

los mismos.16 La Tabla 2.1 muestra los derrames ocurridos en el campo desde el

2003 al 2006, sin incluir los derrames del 2004, por falta de datos.

Tabla 2.1: Resumen de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari en el periodo 2003 – 2006.

CAUSA DEL DERRAME NÚMERO DE DERRAMES

ÍNDICE DE OCURRENCIA (derrames / año)

%

Falla de equipos 5 1.25 19.23 Corrosión 11 2.75 42.31

Negligencia 2 0.50 8.462 Atentados – Sabotaje 8 2.00 30.77

TOTAL 26 6.50 100.00

Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.

2.4 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS

Primeramente, se debe determinar el método más apropiado para identificar

correctamente los riesgos de ocurrencia de derrames en los campos.

El método que se va a utilizar en este proyecto es el “Sistema de Puntaje”,

propuesto en el “Manual de Manejo de Riesgos en Líneas de Flujo de Kent

Muhlbauer”.17 Este sistema analiza las amenazas y vulnerabilidades aplicables a

las líneas de flujo, mediante un análisis de procesos para identificar riesgos y la

elaboración de una matriz de causas y efectos para evaluar dichos riesgos.

2.4.1 ANÁLISIS DE LOS PROCESOS

Este análisis consiste en revisar paso a paso el proceso de producción para

identificar los riesgos que pudiesen producirse a lo largo del proceso.

16

El historial detallado de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari se detalla en el Anexo 2.2. 17

El Método del Sistema de Puntaje aplicado al proyecto se explica de manera más detallada en el Anexo 2.3.

41

Esta revisión debe incluir un chequeo de los equipos, la operación y el factor

humano, en cada fase del proceso.

Para facilitar el análisis se desarrolla una lista de chequeo con la cual se puede

identificar la presencia de vulnerabilidades y amenazas en los puntos de

ocurrencia.

La amenaza y vulnerabilidad se analizará para tres factores relevantes:

− Factores relacionados indirectamente con la operación.

− Factores relacionados directamente con la operación.

− Factores de impacto por la ocurrencia de derrames.

La Tabla 2.2, la Tabla 2.3 y la Tabla 2.4, constituyen listas de chequeo para las

amenazas y vulnerabilidades encontradas en el campo de acuerdo a los factores

mencionados anteriormente.

Tabla 2.2: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores relacionados de forma indirecta con la operación, en el campo Cuyabeno – Sansahuari.

UBICACIÓN DEL RIESGO

AMENAZAS – VULNERABILIDADES

CL

AS

E

ESTACIONES DE

PRODUCCIÓN CABEZALES

LÍNEAS DE

FLUJO

PROFUNDIDAD MÍNIMA DE COBERTURA A X X X Cruces fluviales menores a 1 metro de profundidad V X X Cruces fluviales de 1 a 3 metros de profundidad V Cruces fluviales mayores a 3 metros de profundidad V X

NIVEL DE ACTIVIDAD X X X Nivel Alto A Alta densidad poblacional cercana V Actividades constructivas frecuentes V X Más de 2 reportes de reconocimiento semanales V Vía o autopista cercana V X X X Atentados (1 mensual ) V Muchas actividades agrícolas cercanas V Nivel Medio A Baja densidad poblacional cercana V X X Sin actividades constructivas rutinarias V X X

42




CL

AS

E

ESTACIONES DE


LÍNEAS DE

FLUJO

Menos de 5 reportes de reconocimiento mensual V X X Atentado (1 trimestral) V X Pocas actividades agrícolas cercanas V X Nivel Bajo A Población rural con baja densidad poblacional V X Sin reportes de reconocimiento en 10 años V X Atentados (1 anual) V X X Sin actividades agrícolas rutinarias V X X Ningún Nivel de Actividad A PELIGROS EN LA INFRAESTRUCTURA SUPERFICIAL A X X X Infraestructura superficial abandonada V X Facilidades a menos de 30 metros de las vía V X X X Facilidades cercanas a la vía, sin protecciones V X X X Árboles, paredes u otros entre la vía y las facilidades V X X Diques entre la vía y las facilidades V X X X Falta de señalización V X X DEFICIENCIA EN EL SISTEMA DE NOTIFICACIÓN A X X X Falta organización gubernamental V X X X Falta de registros confiables de eficiencia V X X X Falta de información y conocimiento de las personas V X X X Falta de estándares de calidad V X X X Inapropiada reacción a llamadas V X X X

DEFICIENCIA EN PROGRAMAS DE EDUCACIÓN PÚBLICA A X X X Falta de reuniones periódicas con las autoridades V X X X Falta de reuniones periódicas con contratistas V Escasez de programas educativos a la comunidad V X X X Capacitación a residentes cercanos V X X X

CONDICIÓN DEL DERECHO DE VÍA A X X X

Excelente V Bueno V X X Aceptable V X Bajo V Malo V

43




CL

AS

E

ESTACIONES DE


LÍNEAS DE

FLUJO

FRECUENCIA DE PATRULLAJE A X X X Diario V De 1 a 4 veces por semana V X Menos 4 veces al mes V X X Menos de una vez por mes V Rara vez V MOVIMIENTOS DEL SUELO A X X X Alto V Medio V Bajo V Ninguno V Desconocido V X X X


Tabla 2.3: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores relacionados directamente con la operación, en el campo Cuyabeno – Sansahuari.



CL

AS

E

ESTACIONES DE


LÍNEAS DE

FLUJO

ÍNDICE DE CORROSIÓN ATMOSFÉRICA A X X X Daños a las Facilidades A X X X Interfase agua/aire V X Revestimientos V X X X Aislamientos V Soportes/colgadores V X Interfase aire/tierra V X X Otras exposiciones V Ninguna V Daños por el Tipo de Atmósfera A X X X Química y marina V Química muy húmeda V Marina, costera, humedal V X X X Alta humedad/temperatura V Química y baja humedad V Baja humedad V Estado del Recubrimiento / Inspección A X X X Bueno V Aceptable V Pobre V X X X Ausencia V

44




CL

AS

E

ESTACIONES DE


LÍNEAS DE

FLUJO

ÍNDICE DE CORROSIÓN INTERNA A X X X Corrosividad del Producto A X X X Fuertemente corrosivo V Ligeramente corrosivo V X X X Corrosivo bajo condiciones especiales V No corrosivo V Protección Interna A X X X Ninguna V X X X Falta de monitoreo interno V X X X Inyección de inhibidores V Falta de un recubrimiento interno V X X X Medidas operacionales inadecuadas V X X X Uso de limpiadores (chancho) V ÍNDICE DE CORROSIÓN POR ENTERRAMIENTO A X X X Protección Catódica A X X X Buena V Regular - Deficiente V X X X Condición del Recubrimiento A X X X Bueno V Aceptable V X X Malo V Nulo V X Corrosividad del Suelo A X X X Baja resistividad del suelo (alto potencial corrosivo): menor a 500 ohm-cm V Resistividad media: de 500 a 10000 ohm-cm V Alta resistividad (bajo potencial corrosivo): mayor a 10000 ohm-cm V Información desconocida V X X X Edad del Sistema A X X X Menor a 5 años de servicio V De 5 a 10 años V De 10 a 20 años V X X X Más de 20 años V Otros Metales Enterrados A X X X Ninguna ocurrencia V De 1 a 10 ocurrencias V X X De 11 a 25 ocurrencias V 8 Interferencias por Líneas de Corriente A X X X Líneas a 150 metros del ducto V X X X Línea cercana al ducto con medidas preventivas V Línea cercana al ducto sin medidas preventivas V Corrosión Mecánica A X X X

45




CL

AS

E

ESTACIONES DE


LÍNEAS DE

FLUJO

Pruebas de Corrosión A X X X Ducto enterrado y otros no monitoreados en espacios no mayores a 2 km V X X X Espacios no monitoreados de 1 a 2 km, incluyendo cruces con otros ductos V X X X Espacios no monitoreados mayores a 2 km V X X X Interferencias por Líneas de Transmisión A X X X Menor a 6 meses V Entre 6 y 12 meses V Más de 12 meses V X X X Herramienta de Inspección Interna A X X X Más de 8 años sin inspección V X X X ÍNDICE DE DISEÑO A X X X Factor de Seguridad del Ducto A X X X Factor de Seguridad del Sistema A X X X Fallas por Fatiga A X X X Potencial de Surgencia A X X X Alta probabilidad V Baja probabilidad V X X X Imposibilidad V Pruebas Hidrostáticas A X X X Pruebas de presión (H = Presión de prueba / MAOP) V X X X

H < 1.10 (menos del 10% sobre la MAOP) V 1.11 < H < 1.25 (del 11 a 25% sobre la MAOP) V X X X 1.26 < H < 1.40 (del 26 al 40% sobre la MAOP) V H > 1.41 (más del 40% sobre la MAOP) V

Tiempo desde la última prueba realizada V X X X Menor a 4 años V X X X De 5 a 11 años V Más de 12 años V

ÍNDICE DE OPERACIONES INCORRECTAS A X X X Fallas en el Diseño A X X X Identificación de peligros: V X X X

Rutinario V X Improbable V X Altamente improbable V X Imposible V

Potencial para alcanzar la MAOP: V X X X Sin dispositivos de seguridad V

46




CL

AS

E

ESTACIONES DE


LÍNEAS DE

FLUJO

Nivel bajo V X X X Nivel medio V Nivel alto V

Sistema de seguridad V X X X Selección inadecuada del material V Chequeo y revisión periódica V X X X Fallas en la Construcción A X X X Inspección V X X X Materiales V X X X Uniones V Relleno V X Cobertura V X Fallas en la Operación A X X X Procedimientos V X X X Adquisición de datos / comunicaciones V X X X Control de alcohol / drogas V X X X Programas de seguridad V X X X Inspecciones V X X X Entrenamiento V X X X Prevención de eroores mecánicos V X X X Mantenimiento A X X X Documentación incompleta V X X X Programación irregular V X X X Procedimientos inadecuados V X X X


Tabla 2.4: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores por impacto de derrame, en el campo Cuyabeno – Sansahuari.



CL

AS

E

ESTACIONES DE


LÍNEAS DE

FLUJO

AGUDEZA DEL PRODUCTO A X X X Flamabilidad A X X X No combustible Punto de Inflamación mayor a 200º F V Punto de inflamación entre 100 y 200º F V Punto de inflamación menor a 100º F y punto de ebullición mayor a 100º F V X X X Punto de inflamación menor a 73º F y punto de ebullición menor a 100º F V Reactividad (Valor Exotérmico) A X X X Mayor a 400° C, sustancia estable hasta con fuego V

47




CL

AS

E

ESTACIONES DE


LÍNEAS DE

FLUJO

De 305 a 400° C, reactividad suave bajo calor o presión V X X X De 215 a 305° C, significativa reactividad aún sin fuego V De 125 a 215° C, posible detonación en confinamiento V Mayor a 125° C, posible detonación sin confinamiento V Toxicidad A X X X Peligro adicional de combustión V X X X PELIGROS AMBIENTALES CRÓNICOS A X X X Inflamabilidad y Reactividad A X X X Toxicidad Crónica A X X X Potencial Cancerígeno A X X X Otros A X X X Punto de inflamación mayor a 60º C V X X X Corrosividad inducida por pH <= 2 o >= 12.5 V X X X Reactividad desconocida V X X X Procedimiento de evaluación de toxicidad desconocido V X X X DISPERSIÓN DEL DERRAME A X X X Dispersiones grandes (registradas históricamente) V Dispersiones moderadas (registradas históricamente) V X X X Dispersiones pequeñas (registradas históricamente) V DENSIDAD POBLACIONAL AFECTADA A X X X Alta V X X Media V X Baja V Nula V


2.5 CUANTIFICACIÓN DE LOS RIESGOS

Existen varias maneras de cuantificar los riesgos, pero la forma más elemental de

hacerlo, es ponderar los factores más influyentes en el riesgo, o sea, la

48

vulnerabilidad y la amenaza. El riesgo puede ser representado por una ecuación

muy sencilla, que está en función de los dos parámetros anteriormente

mencionados.

Riesgo = Amenaza + Vulnerabilidad

Para lograr una correcta ponderación se deben definir rangos de valores

adecuados que serán asignados tanto a las amenazas identificadas, como a las

vulnerabilidades. Los criterios para ponderar y construir la matriz de riesgos se

detallan en las Tabla 2.5. Los ítems de color verde representan opciones de

selección para establecer un puntaje parcial y los ítems de color azul representan

puntajes que se suman para establecer un puntaje parcial.

Tabla 2.5: Rangos de puntajes según el “Sistema de Puntaje” para la ponderación de las amenazas y vulnerabilidades del Plan de Manejo Ambiental en los campos VHR, Cuyabeno

y Sansahuari.

MÍNIMO MÁXIMO AMENAZAS – VULNERABILIDADES CLASE

Pts. P.O. Pts P.O.

PROFUNDIDAD MÍNIMA DE COBERTURA A 1 1.7% 60 100.0% Cruces fluviales menores a 1 metro de profundidad V 1 1.7% 15 25.0% Cruces fluviales de 1 a 3 metros de profundidad V 16 26.7% 30 50.0% Cruces fluviales mayores a 3 metros de profundidad V 31 51.7% 60 100.0% NIVEL DE ACTIVIDAD A 0 0.0% 60 100.0% Nivel Alto A 54 90.0% 60 100.0%

Alta densidad poblacional cercana V 9 - 10 - Actividades constructivas frecuentes V 9 - 10 - Más de 2 reportes de reconocimiento semanales V 9 - 10 - Vía o autopista cercana V 9 - 10 - Atentados (1 mensual ) V 9 - 10 - Muchas actividades agrícolas cercanas V 9 - 10 -

Nivel Medio A 30 50.0% 40 66.7% Baja densidad poblacional cercana V 6 - 8 - Sin actividades constructivas rutinarias V 6 - 8 - Menos de 5 reportes de reconocimiento mensual V 6 - 8 - Atentado (1 trimestral) V 6 - 8 - Pocas actividades agrícolas cercanas V 6 - 8 -

49



Pts. P.O. Pts P.O.

Nivel Bajo A 4 6.7% 20 16.7%

Población rural con baja densidad poblacional V 1 - 5 - Sin reportes de reconocimiento en 10 años V 1 - 5 - Atentados (1 anual) V 1 - 5 - Sin actividades agrícolas rutinarias V 1 - 5 -

Ningún Nivel de Actividad A 0 0.0% 0 0.0% PELIGROS EN LA INFRAESTRUCTURA SUPERFICIAL A 1 2.5% 40 100.0%

Infraestructura superficial abandonada V 1 - 7 - Facilidades a menos de 30 metros de las vía V 1 - 7 - Facilidades cercanas a la vía, sin protecciones V 1 - 7 - Árboles, paredes u otros entre la vía y las facilidades V 1 - 7 - Diques entre la vía y las facilidades V 1 - 6 - Falta de señalización V 1 - 6 -

DEFICIENCIA EN EL SISTEMA DE NOTIFICACIÓN A 1 2.5% 40 100.0%

Falta organización gubernamental V 1 - 8 - Falta de registros confiables de eficiencia V 1 - 8 - Falta de información y conocimiento de las personas V 1 - 8 - Falta de estándares de calidad V 1 - 8 - Inapropiada reacción a llamadas V 1 - 8 -

DEFICIENCIA EN PROGRAMAS DE EDUCACIÓN PÚBLICA A 1 1.7% 60 100.0%

Falta de reuniones periódicas con las autoridades V 1 - 15 - Falta de reuniones periódicas con contratistas V 1 - 15 - Escasez de programas educativos a la comunidad V 1 - 15 - Capacitación a residentes cercanos V 1 - 15 -

CONDICIÓN DEL DERECHO DE VÍA A 0 0.0% 40 100.0%

Excelente V 0 0.0% 0 0.0% Bueno V 1 2.5% 10 25.0% Aceptable V 11 27.5% 20 50.0% Bajo V 21 52.5% 30 75.0% Malo V 31 77.5% 40 100.0%

50



Pts. P.O. Pts P.O.

FRECUENCIA DE PATRULLAJE A 0 0.0% 60 100.0%

Diario V 0 0.0% 0 0.0% De 1 a 4 veces por semana V 1 1.7% 10 16.7% Menos 4 veces al mes V 11 18.3% 30 50.0% Menos de una vez por mes V 31 51.7% 50 83.3% Rara vez V 51 85.0% 60 100.0%

MOVIMIENTOS DEL SUELO A 1 2.5% 40 100.0%

Alto V 31 77.5% 40 100.0% Medio V 21 52.5% 30 75.0% Bajo V 11 27.5% 20 50.0% Ninguno V 1 2.5% 10 25.0% Desconocido V 1 2.5% 40 100.0%

ÍNDICE DE CORROSIÓN ATMOSFÉRICA A 0 0.0% 40 100.0% Daños a las Facilidades A 0 0.0% 10 100.0%

Interfase agua/aire V 1 - 2 - Revestimientos V 1 - 2 - Aislamientos V 1 - 2 - Soportes/colgadores V 1 - 2 - Interfase aire/tierra V 1 - 2 - Otras exposiciones V 1 - 1 - Ninguna V 0 - 0 -

Daños por el Tipo de Atmósfera A 0 0.0% 20 100.0% Química y marina V 16 80.0% 20 100.0% Química muy húmeda V 16 80.0% 20 100.0% Marina, costera, humedal V 1 5.0% 20 100.0% Alta humedad/temperatura V 6 30.0% 10 50.0% Química y baja humedad V 6 30.0% 10 50.0% Baja humedad V 0 0.0% 1 5.0%

Estado del Recubrimiento / Inspección A 0 0.0% 10 100.0% Bueno V 0 0.0% 0 0.0% Aceptable V 1 10.0% 3 30.0% Pobre V 4 40.0% 7 70.0% Ausencia V 8 80.0% 10 100.0%

ÍNDICE DE CORROSIÓN INTERNA 0 0.0% 40 100.0% Corrosividad del Producto A 0 0.0% 20 100.0%

Fuertemente corrosivo V 16 80.0% 20 100.0% Ligeramente corrosivo V 5 25.0% 15 75.0% Corrosivo bajo condiciones especiales V 1 5.0% 4 20.0% No corrosivo V 0 0.0% 0 0.0%

Protección Interna A 0 0.0% 20 100.0% Ninguna V 1 - 4 -

51



Pts. P.O. Pts P.O.

Falta de monitoreo interno V 1 - 4 - Inyección de inhibidores V 1 - 4 - Falta de un recubrimiento interno V 1 - 4 - Medidas operacionales inadecuadas V 1 - 4 - Uso de limpiadores (chancho) V 0 - 0 -

ÍNDICE DE CORROSIÓN POR ENTERRAMIENTO A 0 0.0% 120 100.0% Protección Catódica A 0 0.0% 16 100.0%

Buena V 0 0.0% 0 0.0% Regular - Deficiente V 1 6.3% 16 100.0%

Condición del Recubrimiento A 0 0.0% 20 100.0% Bueno V 0 0.0% 0 0.0% Aceptable V 1 5.0% 10 50.0% Malo V 11 55.0% 15 75.0% Nulo V 16 80.0% 20 100.0%

Corrosividad del Suelo A 1 12.5% 8 100.0% Baja resistividad del suelo (alto potencial corrosivo): menor a 500 ohm-cm V 5 62.5% 8 100.0% Resistividad media: de 500 a 10000 ohm-cm V 3 37.5% 4 50.0% Alta resistividad (bajo potencial corrosivo): mayor a 10000 ohm-cm V 1 12.5% 2 25.0% Información desconocida V 1 12.5% 8 100.0%

Edad del Sistema A 0 0.0% 6 100.0% Menor a 5 años de servicio V 0 0.0% 0 0.0% De 5 a 10 años V 1 16.7% 2 33.3% De 10 a 20 años V 3 50.0% 4 66.7% Más de 20 años V 5 83.3% 6 100.0%

Otros Metales Enterrados A 0 0.0% 8 100.0% Ninguna ocurrencia V 0 0.0% 0 0.0% De 1 a 10 ocurrencias V 1 12.5% 4 50.0% De 11 a 25 ocurrencias V 5 62.5% 8 100.0%

Interferencias por Líneas de Corriente A 0 0.0% 8 100.0% Líneas a 150 metros del ducto V 4 50.0% 6 75.0% Línea cercana al ducto con medidas preventivas V 0 0.0% 3 37.5% Línea cercana al ducto sin medidas preventivas V 7 87.5% 8 100.0%

Corrosión Mecánica A 0 0.0% 10 100.0% Pruebas de Corrosión V 0 0.0% 12 100.0%

Ducto enterrado y otros no monitoreados en espacios no mayores a 2 km V 1 - 4 - Espacios no monitoreados de 1 a 2 km, incluyendo cruces con otros ductos V 1 - 4 - Espacios no monitoreados mayores a 2 km V 1 - 4 -

Interferencias por Líneas de Transmisión A 1 6.3% 16 100.0% Menor a 6 meses V 1 6.3% 5 31.3%

52



Pts. P.O. Pts P.O.

Entre 6 y 12 meses V 6 37.5% 10 62.5% Más de 12 meses V 11 68.8% 16 100.0%

Herramienta de Inspección Interna V 0 0.0% 16 100.0% Más de 8 años sin inspección V 0 - 16 -

ÍNDICE DE DISEÑO A 0 0.0% 200 100.0% Factor de Seguridad del Ducto A 0 0.0% 50 100.0% Factor de Seguridad del Sistema A 0 0.0% 40 100.0% Fallas por Fatiga A 0 0.0% 40 100.0% Potencial de Surgencia V 0 0.0% 30 100.0%

Alta probabilidad V 16 53.3% 30 100.0% Baja probabilidad V 1 0.1% 15 50.0% Imposibilidad V 0 0.0% 0 0.0%

Pruebas Hidrostáticas A 1 2.5% 40 100.0% Pruebas de presión (H = Presión de prueba / MAOP) V 1 - 20 -

H < 1.10 (menos del 10% sobre la MAOP) V 1 5.0% 5 25.0% 1.11 < H < 1.25 (del 11 a 25% sobre la MAOP) V 6 30.0% 10 50.0% 1.26 < H < 1.40 (del 26 al 40% sobre la MAOP) V 11 55.0% 15 75.0% H > 1.41 (más del 40% sobre la MAOP) V 16 80.0% 20 100.0%

Tiempo desde la última prueba realizada V 1 - 20 - Menor a 4 años V 1 5.0% 10 50.0% De 5 a 11 años V 11 55.0% 15 75.0% Más de 12 años V 16 80.0% 20 100.0%

ÍNDICE DE OPERACIONES INCORRECTAS A 0 0.0% 200 100.0% Fallas en el Diseño A 0 0.0% 60 100.0%

Identificación de peligros: V 1 - 8 - Rutinario V 5 8.3% 8 13.3% Improbable V 3 5.0% 4 6.7% Altamente improbable V 1 1.7% 2 3.3% Imposible V 0 0.0% 0 0.0%

Potencial para alcanzar la MAOP: V 1 - 24 - Sin dispositivos de seguridad V 1 4.2% 24 100.0% Nivel bajo V 1 4.2% 9 37.5% Nivel medio V 10 41.7% 18 75.0% Nivel alto V 19 79.2% 24 100.0%

Sistema de seguridad V 1 - 20 - Selección inadecuada del material V 1 - 4 - Chequeo y revisión periódica V 1 - 4 -

Fallas en la Construcción A 1 2.5% 40 100.0% Inspección V 1 - 20 -

53



Pts. P.O. Pts P.O.

Materiales V 1 - 8 - Uniones V 1 - 4 - Relleno V 1 - 4 - Cobertura V 1 - 4 -

Fallas en la Operación A 1 1.4% 70 100.0% Procedimientos V 1 - 14 - Adquisición de datos / comunicaciones V 1 - 10 - Control de alcohol / drogas V 1 - 4 - Programas de seguridad V 1 - 4 - Inspecciones V 1 - 4 - Entrenamiento V 1 - 20 - Prevención de eroores mecánicos V 1 - 14 -

Mantenimiento A 1 3.3% 30 100.0% Documentación incompleta V 1 - 4 - Programación irregular V 1 - 6 - Procedimientos inadecuados V 1 - 20 -

AGUDEZA DEL PRODUCTO A 0 0.0% 50 100.0% Flamabilidad A 0 0.0% 25 100.0%

No combustible V 0 0.0% 0 0.0% Punto de Inflamación mayor a 200º F V 1 2.0% 5 10.0% Punto de inflamación entre 100 y 200º F V 6 12.0% 10 20.0% Punto de inflamación menor a 100º F y punto de ebullición mayor a 100º F V 11 22.0% 20 40.0% Punto de inflamación menor a 73º F y punto de ebullición menor a 100º F V 21 42.0% 25 50.0%

Reactividad (Valor Exotérmico) A 1 5.0% 20 100.0% Mayor a 400° C, sustancia estable hasta con fuego V 1 2.0% 2 4.0% De 305 a 400° C, reactividad suave bajo calor o presión V 3 6.0% 5 10.0% De 215 a 305° C, significativa reactividad aún sin fuego V 6 12.0% 10 20.0% De 125 a 215° C, posible detonación en confinamiento V 11 22.0% 15 30.0% Mayor a 125° C, posible detonación sin confinamiento V 16 32.0% 20 40.0%

Toxicidad A 1 20.0% 5 100.0% Peligro adicional de combustión A 1 - 5 -

PELIGROS AMBIENTALES CRÓNICOS A 1 2.0% 50 100.0% Inflamabilidad y Reactividad A 1 10.0% 10 100.0% Toxicidad Crónica A 1 10.0% 10 100.0% Potencial Cancerígeno A 1 10.0% 10 100.0%

54



Pts. P.O. Pts P.O.

Otros A 1 5.0% 20 100.0%

Punto de inflamación mayor a 60º C V 1 - 5 - Corrosividad inducida por pH <= 2 o >= 12.5 V 1 - 5 - Reactividad desconocida V 1 - 5 - Procedimiento de evaluación de toxicidad desconocido V 1 - 5 -

DISPERSIÓN DEL DERRAME A 1 1.0% 100 100.0%

Dispersiones grandes (registradas históricamente) V 51 51.0% 100 100.0% Dispersiones moderadas (registradas históricamente) V 26 26.0% 50 50.0% Dispersiones pequeñas (registradas históricamente) V 1 1.0% 25 25.0%

DENSIDAD POBLACIONAL AFECTADA A 1 1.0% 100 100.0%

Alta V 51 51.0% 100 100.0% Media V 26 26.0% 50 50.0% Baja V 2 2.0% 25 25.0% Nula V 1 1.0% 1 1.0%

Pts = Puntaje, PO = Probabilidad de ocurrencia, A = Amenaza, V = Vulnerabilidad.


2.6 MATRIZ DE RIESGOS

La matriz de riesgos constituye un cuadro, que para este análisis, tiene tres

entradas fundamentales:

− Los puntos de ocurrencia de derrames.

− Las amenazas y vulnerabilidades identificadas en los puntos de ocurrencia.

− El valor asignado según el rango de puntuación correspondiente.

Mediante esta matriz se pondera cada uno de los causantes de riesgo de derrame

identificados en el campo. La Tabla 2.6 presenta la Matriz de Riesgos con los

puntajes para el proyecto.

55

Para este proyecto, la matriz se valora según los criterios presentados en la Tabla

2.5; sobre un total de 1000 puntos, distribuidos 400 puntos para los factores

relacionados indirectamente con la operación y 600 puntos para los factores

relacionados directamente. Los factores por impacto de derrame, se valoran por

separado.

Tabla 2.6: Matriz de Riesgos18 de derrames en el campo Cuyabeno – Sansahuari.

ESTACIONES DE


LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES

Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.

FACTORES RELACIONADOS INDIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN

Profundidad mínima de cobertura 10 16.7% 10 16.7% 50 83.3% Nivel de actividad 30 50.0% 50 83.3% 40 66.7% Peligros men la infrestructura superficial 30 75.0% 20 50.0% 10 25.0% Deficiencia en el sistema de notificación 10 25.0% 20 50.0% 30 75.0% Deficiencia en programas de educación póblica 30 50.0% 30 50.0% 36 60.0% Condición de derecho de vía 10 25.0% 20 50.0% 8 20.0% Frecuencia del patrullaje 10 16.7% 20 33.3% 30 50.0% Movimientos del suelo 4 10.0% 4 10.0% 10 25.0%

Total de los Factores Indirectos 134 33.5% 174 43.5% 214 53.5%

FACTORES RELACIONADOS DIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN Índice de Corrosión Atmosférica 22 55.0% 22 55.0% 24 60.0% Daños a las facilidades 4 40.0% 4 40.0% 6 60.0% Daños por el tipo de atmósfera 12 60.0% 12 60.0% 12 60.0% Estado del recubrimiento / inspección 6 60.0% 6 60.0% 6 60.0% Índice de Corrosión Interna 22 55.0% 22 55.0% 22 55.0% Corrosividad del producto 6 30.0% 6 30.0% 6 30.0% Protección interna 16 80.0% 16 80.0% 16 80.0% Índice de Corrosión por Enterramiento 66 55.0% 74 61.7% 88 73.3% Protección Catódica 6 37.5% 10 62.5% 10 62.5% Condición del Recubrimiento 6 30.0% 8 40.0% 20 100.0%

18

La Tabla 2.6 muestra la Matriz de Riesgos Promediada. La Matriz de Riesgos con puntuación detallada se

presenta en la Tabla A2.3 del Anexo 2.4.

56


ESTACIONES DE




FACTORES RELACIONADOS DIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN

Corrosividad del Suelo 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Edad del Sistema 4 66.7% 4 66.7% 4 66.7% Otros Metales Enterrados 4 50.0% 4 50.0% 8 100.0%Interferencias por Líneas de Corriente 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Corrosión Mecánica 4 40.0% 4 40.0% 4 40.0% Pruebas de Corrosión 6 50.0% 8 66.7% 6 50.0% Interferencias por Líneas de Transmisión 16 100.0% 16 100.0% 16 100.0%Herramienta de Inspección Interna 12 75.0% 12 75.0% 12 75.0% Índice de Diseño 66 33.0% 72 36.0% 76 38.0% Factor de Seguridad del Ducto 10 20.0% 10 20.0% 10 20.0% Factor de Seguridad del Sistema 10 25.0% 16 40.0% 20 50.0% Fallas por Fatiga 20 50.0% 20 50.0% 20 50.0% Potencial de Surgencia 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3% Pruebas Hidrostáticas 16 40.0% 16 40.0% 16 40.0%

Índice de Operaciones Incorrectas 68 34.0% 72 36.0% 84 42.0% Fallas en el Diseño 18 30.0% 20 33.3% 22 36.7% Fallas en la Construcción 8 20.0% 8 20.0% 16 40.0% Fallas en la Operación 32 45.7% 34 48.6% 36 51.4% Mantenimiento 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3%

Total de los Factores Directos 244 40.7% 262 43.7% 294 49.0%

FACTORES POR IMPACTO DE DERRAME

Agudeza del producto 25 50.0% 25 50.0% 25 50.0% Flamabilidad 15 60.0% 15 60.0% 15 60.0% Reactividad (Valor Exotérmico) 5 25.0% 5 25.0% 5 25.0% Toxicidad 5 100.0% 5 100.0% 5 100.0%

Peligros Ambientales Crónicos 25 50.0% 25 50.0% 25 50.0% Inflamabilidad y Reactividad 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Toxicidad Crónica 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Potencial Cancerígeno 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Otros 10 50.0% 10 50.0% 10 50.0%

57


ESTACIONES DE





Dispersión del Derrame 50 50.0% 50 50.0% 33 33.0%

Densidad Poblacional Afectada 75 75.0% 50 50.0% 75 75.0%


2.7 VALOR DE RIESGO RELATIVO

El Valor de Riesgo Relativo (VRR), es un valor numérico que relaciona los

componentes del riesgo (amenazas y vulnerabilidades) de ocurrencia de derrame,

con los principales factores de daño e impacto ambiental en el caso de producirse

un derrame.

Los factores de impacto se obtienen de los indicadores históricos o correlaciones

con eventos históricos, pero forma más exacta de obtenerlos es con los estudios

para determinar dispersión, velocidad y avance de los derrames en sistemas

terrestres e hídricos.

2.7.1 FACTORES E ÍNDICES DE RIESGO

El VRR está compuesto de otros valores, factores y relaciones que son obtenidas

de la matriz de riesgos promediada (Tabla 2.6). El cálculo de los valores

necesarios para obtener el VRR, se muestra a continuación:

2.7.1.1 Cálculo Del Índice De Riesgo

El Índice de Riesgo (IR) está dado por la Ecuación 2.1:

58

IR = � Amenazas + � Vulnerabilidades � Ecuación 2.1

En donde las amenazas y vulnerabilidades consideradas son las

correspondientes a los factores relacionados directa e indirectamente con la

operación, no se consideran los factores por impacto de derrame.

El IR es un indicador que muestra solo el riesgo de que ocurra un derrame, no

considera los daños que causa al ambiente el derrame por las características del

producto derramado; por esta razón el IR solo está en función de los factores de

riesgo directo e indirectos a la operación del campo.

El puntaje máximo que puede alcanzar el IR, para este análisis, es de 1000

puntos (el total de la matriz); de esta forma se obtiene para cada uno de los

puntos de ocurrencia:

IR (Estaciones de Producción) = 134 + 244 = 378 puntos

IR (Cabezales de los Pozos) = 174 + 262 = 436 puntos

IR (Líneas de Flujo) = 214 + 294 = 508 puntos

IRPROMEDIO = ( 378 + 436 + 508 ) / 3 = 440.67 puntos

Los anteriores IR se pueden expresar como probabilidad de ocurrencia de

eventos contingentes, dividiéndolos para el puntaje total de la matriz de riesgos:

PO (Estaciones de Producción) = ( 378 / 1000 ) * 100 = 37.8%

PO (Cabezales de los Pozos) = ( 436 / 1000 ) * 100 = 43.6%

PO (Líneas de Flujo) = ( 508 / 1000 ) * 100 = 50.8%

PO PROMEDIO = ( 440.67 / 1000 ) * 100 = 44.07%

La probabilidad de ocurrencia, de los ídices de riesgo, se pueden ubicar dentro de

4 nveles de riesgo: riesgo alto, riesgo moderado alto, riesgo moderado bajo y

riesgo bajo.

59

La Figura 2.2, muestra la influencia los factores de riesgo sobre los puntos de

ocurrencia.

INFLUENCIA DE LOS FACTORES DE RIESGO EN EL IR

33.5%

43.5%

53.5%

40.7%43.7%

49.0%

37.8%

43.6%

50.8%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

100.0%

ESTACIONES DE PRODUCCIÓN CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO


PR

OB

AB

ILID

AD

DE

OC

UR

RE

NC

IA

Factores indirectos a la operación Factores directos a la operación Indice de riesgo, IR

RIESGOALTO

RIESGOBAJO

RIESGOMODERADO

ALTO

RIESGOMODERADO

BAJO

Figura 2.2: Influencia de los factores de riesgo en los puntos de ocurrencia.

Elaborado por: Eduardo García.

2.7.1.2 Cálculo Del Factor De Peligrosidad Del Producto

El Factor de Peligrosidad del Producto (FPP) está dado por la Ecuación 2.2:

FPP = ( � Agudeza de Producto ) + ( � Peligros Ambientales Crónicos )

� Ecuación 2.2

Donde el FPP puede alcanzar un valor máximo de 100 puntos, ya que la Agudeza

del Producto y los Peligros Ambientales Crónicos están ponderados para un

máximo de 50 puntos cada uno. De tal forma se tiene:

FPP (Estaciones de Producción) = 25 + 25 = 50 puntos

FPP (Cabezales de los Pozos) = 25 + 25 = 50 puntos

60

FPP (Líneas de Flujo) = 25 + 25 = 50 puntos

FPP PROMEDIO = ( 50 + 50 + 50 ) / 3 = 50 puntos

2.7.1.3 Cálculo Del Factor De Dispersión

El Factor de Dispersión (FD) está dado por la Ecuación 2.3, en la cual se

relaciona la dispersión del derrame y la densidad poblacional.

FD = ( Dispersión del Derrame ) / ( Densidad Poblacional Afectada )

� Ecuación 2.3

Este indicador puede oscilar en un rango de 0.01 a 100, donde se obtiene:

FD (Estaciones de Producción) = 50 / 75 = 0.67

FD (Cabezales de los Pozos) = 50 / 50 = 1

FD (Líneas de Flujo) = 33 / 75 = 0.44

FD PROMEDIO = ( 0.67 + 1 + 0.44 ) / 3 = 0.703

2.7.1.4 Cálculo Del Factor De Extensión

El Factor de Extensión (FE), está dado por la Ecuación 2.4, considerando el FPP

y FD, calculados anteriormente con las Ecuaciones 2.2 y 2.3 respectivamente.

FE = FPP / FD = ( Factor de Peligrosidad del Producto ) / ( Factor de Dispersión )

� Ecuación 2.4

Para cada uno de los puntos de ocurrencia se obtiene:

FE (Estaciones de Producción) = 50 / 0.67 = 74.62

FE (Cabezales de los Pozos) = 50 / 1 = 50

FE (Líneas de Flujo) = 50 / 0.44 = 113.64

FE PROMEDIO = ( 74.62 + 50 + 113.64 ) / 3 = 79.42

61

2.7.1.5 Cálculo Del Valor De Riesgo Relativo

El VRR está dado por la Ecuación 2.5, utilizando el IR calculado con la Ecuación

2.1 y el FE calculado anteriormente con la Ecuación 2.4:

VRR = IR / FE = ( Índice de Riesgo ) / ( Factor de Extensión )

� Ecuación 2.5

De la cual se obtiene:

VRR (Estaciones de Producción) = 378 / 74.62 = 5.06

VRR (Cabezales de los Pozos) = 436 / 50 = 8.72

VRR (Líneas de Flujo) = 508 / 113.64 = 4.47

VRR PROPMEDIO = ( 5.06 + 8.72 + 4.47 ) / 3 = 6.08

2.8 EVALUACIÓN DE LOS RIESGOS

Los riesgos se evalúan interpretando los valores numéricos que arrojan la matriz

de riesgos y todos los indicadores que determinan el valor de riesgo relativo.

2.8.1 INTERPRETACIÓN DE LA MATRIZ DE RIESGOS

Los resultados reflejan las condiciones operativas observadas in situ, en donde la

presencia de riesgos de diferentes clases y magnitudes es latente, para sitios

considerados críticos por sus características naturales, poblacionales y de

ubicación geográfica.

2.8.1.1 Riesgos Indirectos A La Operación

Para las estaciones se obtuvo una puntuación total menor al resto (134 puntos,

probabilidad de ocurrencia del 33.5%), lo que significa una baja incidencia de las

condiciones socioambientales. En tanto que, para ductos y equipos emplazados

62

en los campos, el riesgo es mayor, lo cual se refleja con puntuaciones mayores de

214 y 174 puntos respectivamente, equivalentes al 53.5% y 43.5% de

probabilidad de ocurrencia.

Las principales amenazas se relacionan con los atentados y robos de tubería, con

los consiguientes derrames que esto provoca, lo cual está siendo facilitado por la

casi inexistencia de patrullaje, así como por la falta de un Sistema SCADA o de

adquisición instantánea de datos. Debido a la longitud y sitios aislados por donde

atraviesan los ductos, presentan mayor riesgo de que las amenazas, una vez

presentadas, actúen con mayor facilidad.

2.8.1.2 Riesgos Relacionados Con La Operación

El riesgo para el ambiente por la presencia de las instalaciones y la operación de

los campos, se cuantifica como: incidencia moderada de las estaciones sobre su

entorno inmediato (244 puntos, probabilidad de ocurrencia de derrames del

40.7%); también la presencia de líneas de flujo y equipos ubicados en los campos,

significa un riesgo de tipo moderado (Figura 2.2), lo cual se ve reflejado en

probabilidades del 43.7% y 49% (262 puntos y 294 puntos) para los cabezales y

líneas respectivamente.

La Figura 2.3 muestra como influencian los factores de riesgo relacionados

directamente con la operación, en los puntos de ocurrencia.

2.8.1.2.1 Riesgos Por Corrosión

Los riesgos producidos por corrosión son los de mayor incidencia en los factores

operativos y se encuentran presentes en mayor cantidad en las líneas de flujo, y

en menor proporción en los cabezales y facilidades, como se ve en la Figura 2.3.

Estos valores se deben al aparecimiento de procesos corrosivos y a la falta de

medidas de control, prevención y reducción para este tipo de procesos; por tal

motivo se los puede considerar de riesgo moderado alto.

63

RIESGOS RELACIONADOS CON LA OPERACIÓN

55.0% 55.0%

60.0%

55.0% 55.0% 55.0%55.0%

61.7%

73.3%

33.0%36.0%

38.0%

34.0%36.0%

42.0%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

100.0%

ESTACIONES DE PRODUCCIÓN CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO


PR

OB

AB

ILID

AD

DE

OC

UR

RE

NC

IA

Corrosión Atmosférica Corrosión Interna Corrosión por Enterramiento Fallas en el diseño Operaciones incorrectas

RIESGOALTO

RIESGOBAJO

RIESGOMODERADO

ALTO

RIESGOMODERADO

BAJO

Figura 2.3: Influencia de los factores de riesgo relacionados directamente con la operación.


2.8.1.2.2 Riesgos Relacionados Al Diseño

Se obtuvieron valores de riesgo moderados bajos, con probabilidades de

ocurrencia de 33% en estaciones, 36% en cabezales y 38% en ductos, pero se

debe tener en cuenta que la fatiga del material es una de las principales causas

de falla de los equipos y no siempre es considerada en el diseño.

2.8.1.2.3 Riesgos Relacionados Con Operaciones Incorrectas

La probabilidad de ocurrencia es moderada baja para las operaciones ubicadas

en las estaciones y en los cabezales (34% y 36% respectivamente) y mayor

(42%), para las líneas de flujo.

Este factor está muy relacionado con la posibilidad de errar que es tan propio de

la condición humana. Pero no se debe descartar la falta de actualización y mejora

64

de los procedimientos, optimización de los programas de seguridad y de las

inspecciones, mejoramiento de los programas de entrenamiento, prevención de

errores mecánicos y el control del consumo de alcohol y drogas en el personal.

2.8.1.4 Riesgos Por Impacto De Derrames

Según la matriz de riesgos, el riesgo de impacto ambiental a causa de un derrame

está en el orden aproximado del 50%. Aunque los valores reflejan un riesgo

ambiental moderado, con respecto a los componentes bióticos presentes en el

área de estudio, se debe considerar que los factores con mayor incidencia son la

toxicidad y reactividad que se produce por la subdescomposición de los

componentes del petróleo, gas y agua, lo que afectaría enormemente al ambiente

en el caso de ocurrencia de un derrame, a pesar que el indicativo de riesgo no

sea muy alto.

2.8.2 INTERPRETACIÓN DE LOS ÍNDICES DE RIESGO

2.8.2.1 Interpretación Del Índice De Riesgo

Es el valor más importante del análisis. El promedio del Índice de Riesgos arroja

un valor promedio cuantificado en 440.67 puntos, que representa una probabilidad

de ocurrencia del 44.07% del valor máximo total de 1000 puntos. Esto se puede

considerar como moderadas condiciones de riesgo para la operación y desarrollo

de los campos. La puntuación particular para las estaciones es de 378 puntos

(probabilidad de ocurrencia del 37.8%), lo que implica la existencia de menores

riesgos de operación en estas facilidades; con respecto a los ductos y equipos

instalados en los pozos, en donde se obtuvieron 508 y 436 puntos (probabilidad

de ocurrencia del 50.8% y 43.6% respectivamente).

2.8.2.2 Interpretación Del Factor De Peligrosidad Del Producto

En cuanto a la peligrosidad del producto a derramarse, se habla de los fluidos que

intervienen en la operación en mayor cantidad, es decir, petróleo, agua y gas.

65

El valor obtenido en el análisis es del 50% (50 de 100 puntos), lo que indica

claramente peligro moderado para el ambiente a causa de las características del

producto, esto se debe al predominio de agua y crudo en la producción.

2.8.2.3 Interpretación Del Factor De Dispersión

Este factor tiene los siguientes rangos de interpretación:

− Si FD � 1, se considera una alta dispersión relativa del derrame con respecto a

la densidad poblacional en el área de estudio

− Si FD > 1, se considera de modera a baja dispersión relativa del derrame con

respecto a la densidad poblacional en el área de estudio, en proporción a un

valor máximo que para este caso es 100.

Para el análisis se obtuvo un Factor de Dispersión Promedio de 0.703, lo que

representa una alta incidencia para los pobladores en el caso de producirse un

derrame. Esto se debe a la cercanía del pueblo Sansahuari en el área de estudio.

2.8.2.4 Interpretación Del Factor De Extensión

El FE relaciona el peligro del producto hacia el ambiente y hacia la población, se

interpreta mediante los siguientes criterios:

− Cuando FE < 1, se considera alto riesgo del producto derramado sobre el área

de influencia.

− Cuando 1 � FE � 100, se considera riesgo moderado del producto derramado

sobre el área de influencia.

− Cuando FE > 100, se considera bajo riesgo del producto derramado sobre el

área de influencia.

En análisis muestra un valor promedio de 79.42, que indica un riesgo moderado

de influencia del producto sobre los componentes bióticos y antrópicos del área

de estudio.

66

2.8.2.5 Interpretación Del Valor De Riesgo Relativo

Este indicador tiene el siguiente criterio de evaluación:

− Riesgo Relativo Bajo, cuando VRR < 1.

− Riesgo Relativo Moderado, cuando 1 � VRR � 100.

− Riesgo Relativo Alto, cuando VRR > 100.

Finalmente, el valor promedio de riesgo relativo establecido como referencia para

todo el proyecto, es cuantificado en 6.08 que indica moderada probabilidad del

aparecimiento de un evento contingente, como derrames, incendios o daños a la

calidad de vida del entorno socioambiental del área de estudio.

La Figura 2.4 muestra el VRR y el FE para los puntos de ocurrencia y para el área

de estudio. Debido a los rangos de los indicadores, en esta figura los criterios de

evaluación son inversos.

VALOR DE RIESGO RELATIVO

50.00

113.64

5.064.47

74.62 79.42

8.72

6.08

1.00

10.00

100.00

1000.00

ESTACIONES DEPRODUCCIÓN

CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO ÁREA DE ESTUDIO


FA

CT

OR

DE

EX

TE

NS

IÓN

, F

EV

AL

OR

DE

RIE

SG

O R

EL

AT

IVO

, VV

R

Factor de extensión, FE Valor de riesgo Relativo, VRR

RIESGO RELATIVO ALTO

BAJA INCIDENCIA SOBRE EL ÁREA DE ESTUDIO

RIESGO RELATIVO MODERADO

INCIDENCIA MODERADA SOBRE EL ÁREA DE

ESTUDIO

RIESGO RELATIVO BAJO

ALTA INCIDENCIA SOBRE EL ÁREA DE ESTUDIO

Figura 2.4: Relación entre el factor de dispersión y el valor de riesgo relativo.


67

CAPÍTULO 3

DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD

3.1 ANTECEDENTES

Los esfuerzos de la industria hidrocarburífera para proporcionar la máxima

protección contra desastres ambientales se han incrementado proporcionalmente

desde que comenzó la explotación de hidrocarburos hace varias décadas.

Actualmente existe un alto interés en la minimización de la contaminación y las

pérdidas económicas ocasionadas por las fugas de hidrocarburos al ambiente.

El desarrollo de campos hidrocarburíferos en diversas condiciones y ambientes,

exige que paralelamente se desarrollen también sistemas de seguridad, con el fin

de no sólo proteger ambiente, sino también asegurar que no existan daños a los

bienes e incluso pérdidas de vidas humanas. Por estas razones es importante

entender a fondo las capacidades y las limitaciones de estos sistemas de

seguridad.

3.1.1 DEFINICIÓN

Un sistema de seguridad es un conjunto de dispositivos que sirven para

monitorear, detectar y controlar las condiciones de flujo de fluidos de un proceso,

es decir, en este caso específico, en el pozo o en una línea de flujo.

3.1.2 RAZONES PARA IMPLEMENTAR UN SISTEMA DE SEGURIDAD

Las razones principales para la implementación de un sistema de seguridad son:

− Para salvaguardar la integridad de las personas de comunidades y colonias

cercanas a los pozos de petróleo y a los sistemas de transferencia.

68

− Para preservar y conservar el medio ambiente, en especial reservas forestales

y de fauna, sistemas hídricos (ríos, lagos, lagunas), parques nacionales y

zonas declaradas como Patrimonio de la Humanidad.

− Para evitar pérdidas en la producción, que a corto o largo plazo se transformen

en pérdidas económicas.

− Para cumplir con las regulaciones gubernamentales.

Además de las razones mencionadas anteriormente, la operación normal de un

campo petrolero puede generar otros eventos que por su importancia demandan

la utilización de estos mecanismos de control. Algunos de estos eventos son:

− Un cierre de emergencia que interrumpa el flujo normal.

− Interrupción del flujo cuando existan fugas que den origen a alguna catástrofe.

− Realización de pruebas de producción.

− Inspección y mantenimiento de las instalaciones y facilidades.

− Para algunas operaciones de wireline y coiling tubing.

3.1.3 LUGARES PARA LA UBICACIÓN DE UN SISTEMA DE SEGURIDAD

Dependiendo de las características de los campos petroleros, se pueden

determinar puntos estratégicos en los cuales se deben ubicar los equipos de

control que conforman un sistema de seguridad. De forma general podemos decir

que algunos de los lugares más comunes para ubicar un elemento de control

pueden ser:

− En los cabezales de los pozos productores.

− En los ductos y líneas reflujo.

− En los cabezales de los pozos inyectores, reinyectares, o de inyección de

químicos.

− En pozos y equipos ubicados en el mar (offshore).

− En equipos de procesos y refinación.

− En lugares de almacenaje y transferencia.

69

Los Sistemas de Seguridad para las operaciones de explotación (tanto en tierra

como mar adentro) pueden ser divididos en dos categorías generales: sistemas

de seguridad de superficie y sistemas de la seguridad de subsuelo.

3.2 SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE

Los sistemas de seguridad de superficie son la primera línea de la protección

contra todas las desgracias de mayor y menor importancia debido a las fallas en

los sistemas de control, instalaciones superficiales y líneas de flujos. Consisten

generalmente en un arreglo de válvulas, normalmente ubicadas en el cabezal, en

la línea del flujo, o en alguna otra línea secundaria o de servicio.

Protegen contra todos los malfuncionamientos rutinarios del equipo en superficie.

Pueden cerrar el flujo en cualquier punto estratégicamente localizado o en

cualquier punto del sistema donde se localice una válvula, y son fácilmente

accesibles para la reparación y el mantenimiento.

Las normas industriales reconocidas para los Equipos de Superficie están

publicadas en las Especificaciones del Instituto de Americano del Petróleo, API

14D y API 6A.19 Estos dos documentos prescriben las normas mínimas para la

ejecución y aseguramiento de la calidad para suministrar la máxima confianza de

los Actuadores y Bonetes.

3.2.1 COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE

Un sistema de seguridad en superficie necesita de una serie de componentes que

interactúan de manera conjunta para garantizar la correcta operación del sistema.

Los componentes necesarios para poder establecer un adecuado sistema que

opere de manera eficiente de acuerdo a los requerimientos operativos de los

equipos, son dos:

19

Las normas API 14D y API 6A se resumen en el Anexo 3.1.

70

− Válvulas de seguridad de superficie.

− Sistema de control.

3.3 VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE

Las válvulas de seguridad de superficie son equipos instalados en el cabezal del

pozo o en las líneas de flujo, los cuales se cierran o abren para controlar el

proceso en caso de existir condiciones anormales de temperatura o presión, o en

caso de la ocurrencia de una catástrofe.

Las válvulas de seguridad requieren de dispositivos con características especiales

que operen de manera automática dichas válvulas. Estas válvulas se abrirán o

cerrarán una vez que reciban o pierdan la presión de control.

Las válvulas de seguridad también son conocidas como Actuadores. De acuerdo

a su funcionamiento y operación, los actuadores pueden ser de tipo hidráulico o

de tipo neumático.

3.3.1 ACTUADORES HIDRÁULICOS20

Los actuadores hidráulicos que se pueden utilizar para el diseño de un sistema de

seguridad son los siguientes: GateMaster, Modelo C, Modelo CSWC, WireMaster,

Modelo E, Modelo J, Modelo K, Modelo RV, Modelo SH y Modelo DAH. Estos

modelos de actuadores se muestran en la Figura 3.1 y en la Figura 3.2.

3.3.1.1 Actuador Hidráulico “GateMaster”

Es utilizado para abrir una compuerta de válvula de actuación inversa o para

cerrar una compuerta de actuación directa, gracias a la presión hidráulica aplicada

en contra de un pistón dentro de la cámara de control que se encuentra sellada.

20

Las especificaciones para los Actuadores Hidráulicos se detallan en el Anexo 3.2.

71

Este actuador es a prueba de averías, ya que incorpora un sistema que asiste al

pistón para que pueda retornar a su posición inicial cuando la presión de control

se ha perdido. Este retorno por defecto se da de forma independiente a la

operación normal del actuador.

Es realmente confiable y comúnmente se lo monta sobre la válvula master o la

válvula wing. Puede ser utilizado para reducir el mantenimiento cuando se trabaja

a condiciones extremas, tanto de temperatura, como a características anormales

del fluido (con alto contenido de H2S). Puede operarse hidráulicamente o

mecánicamente y es compatible con un sistema de seguridad de accionamiento

neumático.

Este tipo de actuador permite el desplazamiento rápido del fluido al momento del

cierre, es decir, ejerce un cierre lento y paulatino; lo que beneficia el proceso de

aislamiento y reduce el impacto por el cambio de posición del obturador. Tiene

una gran área en el pistón, por lo que requiere poca presión para su operación.

Tiene un Indicador Visual de Posición de la Válvula21 y un mecanismo de

sellos que evita el ingreso de partículas extrañas que pueden dañar la válvula y

evitar que opere adecuadamente.

3.3.1.2 Actuador Hidráulico “Modelo C”

Es el de mayor uso en general dentro de la Industria, debido a su cilindro interno

estandarizado. El montaje del cilindro del pistón se localiza en la parte inferior del

cuerpo del actuador, a diferencia de los actuadores convencionales en los que se

ubica en la parte superior.

Esta característica permite que el elemento espiral que ejerce la fuerza se

mantenga sumergido en aceite limpio para evitar la corrosión que pudiese ocurrir

por duras condiciones de operación. Posee un elemento de alivio externo que

21

Las características del Indicador Visual de Posición de la Válvula se detallan en el Anexo 3.3.

72

protege el actuador de la sobre presurización de la válvula y provee un cierre

confiable de la válvula.

Puede ser instalado con la opción de remoción rápida para reducir el tiempo de

cierre de producción cuando requiera mantenimiento. El cuerpo del actuador

posee un indicador visual que permite determinar la posición en la que se

encuentra la compuerta de la válvula.

Presenta un Sistema de Desconexión Rápida22 dos piezas que aísla totalmente

el actuador de los fluidos que provienen del pozo. Esta característica también

permite que el actuador sea instalado o quitado del bonete dentro de su propio

espacio de funcionamiento y como una unidad completa (en una sola pieza). Esta

característica también le da al actuador una adaptabilidad universal, ya que se

adapta fácilmente a todas las válvulas de compuerta y no prohíbe el intercambio

de modelos de actuadores.

3.3.1.3 Actuador Hidráulico “Modelo CSWC”

Trabaja como un actuador convencional para abrir o cerrar la compuerta de la

válvula durante periodos normales de producción. Este tipo de actuador se lo

debe ensamblar en el cabezal, ya que no requiere ser desmontado del mismo

durante las operaciones de wireline, por lo que resulta ideal para pozos que

requieren ser intervenidos periódicamente. Provee seguridad durante las

operaciones de wireline; ya que cuenta con un cilindro desplazante que ejerce

una gran fuerza de corte, lo que puede accionar el actuador de manera

instantánea y proteger la operación de cualquier eventualidad o emergencia.

Soporta hasta 15000 lppc de presión y trabaja con 6000 lppc de presión de

operación.

Puede ser montado con switches que permiten el acople de un sistema

automatizado de control remoto de tanto de indicación como de apertura/cierre.

Trabaja con un pistón estacionario con piezas de fácil mantenimiento. Posee un

22

El Sistema de Desconexión Rápida se detalla en el Anexo 3.4.

73

dispositivo externo de seguridad que protege el actuador de la sobre

presurización de la válvula.

3.3.1.4 Actuador Hidráulico “WireMaster”

Este actuador es una variación del modelo CSWC, por lo que posee las mismas

características y beneficios, pero además, incorpora una compuerta de válvula

más segura para pozos que requieren trabajos prolongados de wireline. Posee

una doble espira que genera la fuerza suficiente para garantizar que la compuerta

de la válvula se mantenga cerrada.

También está diseñado para acoplarse con la mayoría de accesorios estándares,

tales como switches, sellos, protectores, sensores, y todos aquellos que requiera

el sistema de control. Este sistema opera válvulas desde 2” hasta 7”.

3.3.1.5 Actuador Hidráulico “Modelo E”

El modelo E es de construcción compacta y durable, capaz de resistir hasta

15000 lppc. Es ideal para montarlo en tuberías o líneas de flujo, ya que puede

desmontarse sin tener que interrumpir el flujo en la línea. En una válvula de

actuación inversa, asegura el cierre sobre la pérdida de la presión de control; en

una válvula de actuación directa, abre la válvula sobre la pérdida de la presión de

control.

El ensamble incluye un pistón de gran área que está localizado en el tope del

cuerpo del actuador. Puede ser armado con un housing de dos piezas o con un

housing de una sola pieza, para modificar sus utilidades.

Se lo monta con un housing de una sola pieza cuando no se requieren incorporar

accesorios adicionales que el sistema de control pudiese requerir, pero cuando

adicionamos el housing de dos piezas a la configuración del actuador es posible

incorporar al actuador todo tipo de dispositivos de control, inclusive estaciones

automatizadas de control remoto.

74

Este tipo de actuador posee un indicador visual de la posición de la compuerta de

la válvula, además posee un conjunto de sellos que lo protegen de las partículas

externas y tiene un dispositivo externo para prevenir la sobre presurización de la

válvula. Adicionalmente posee sellos metálicos para controlar posibles rupturas

que provoquen eventos de fuego, lo que protege los conectores y cables

eléctricos en el cabezal de pozos que producen con ESP.Trabaja con un amplio

rango de temperaturas.

Figura 3.1: Actuadotes hidráulicos GateMaster, Modelo C, Modelo CSWC, WireMaster y Modelo E.

Fuente: Baker Oil Tools.

3.3.1.6 Actuador Hidráulico “Modelo J”

Este actuador tiene un diseño corto y compacto y posee un dispositivo de alivio

externo que lo protege de la sobre presurización. Puede ser removido sin

despresurizar la válvula, lo que reduce el tiempo de inactividad y las pérdidas de

producción.Posee un indicador de barra que permite visualizar la posición de la

compuerta de la válvula. Soporta una presión de 10000 lppc.

75

Este actuador se caracteriza por poseer una fuerte barra de accionamiento, que

garantiza el cierre de la válvula en condiciones operacionales muy difíciles y

hostiles.

3.3.1.7 Actuador Hidráulico “Modelo K”

El modelo K fue diseñado para trabajar a altas presiones (hasta 20000 lppc)

gracias a la utilización de un pistón y un housing resistentes.

Posee una fuerte barra de accionamiento que asegura el cierre de la válvula con

una presión de control moderada, además consta de sellos metálicos que

aseguran y evitan eventos de fuego, que pudiesen ocurrir en flujos de alto

contenido de gas libre, o en líneas de gas propiamente.

Posee algunos de los beneficios de los actuadores antes mencionados, como es

el caso del dispositivo de alivio externo y el visualizador de posición de la válvula.

Este tipo de actuador se encuentra estandarizado, lo que beneficia en costo y le

da un carácter universal para acoplarse a una gran cantidad de dispositivos de

control y de flujo. Se lo utiliza en válvulas entre 1-13/16” y 4-1/16”.

3.3.1.8 Actuador Hidráulico “Modelo RV”

El RV es un actuador de diseño compacto que permite su instalación y servicio en

lugares confinados, por lo que se lo conoce como un actuador de Volumen

Reducido. El modelo RV fue diseñado para reducir los costos operativos del

sistema de seguridad, ya que opera en válvulas y líneas de flujo de diámetros

reducidos, además soporta presiones de operación moderadas (hasta 5000 lppc).

El RV utiliza un cilindro móvil, el cual hace muy sencillo el mantenimiento de los

sellos. Permite el montaje de un interruptor magnético compatible con casi todo

tipo de mecanismos de control y controladores lógicos programables. Es

removible sin la despresurización de la válvula, posee un indicador de posición de

76

la compuerta de la válvula, posee un dispositivo de alivio externo para evitar la

sobre presurización de la válvula. Se lo puede instalar con accesorios adicionales

para accionamientos mecánicos manuales y bloqueos sensibles al calor.

3.3.1.9 Actuador Hidráulico “Modelo SH”

El SH es un actuador de diseño sencillo (un solo elemento espiral) y compacto.

Soporta diferentes rangos de presión con un máximo de 15000 lppc. Opera

mediante la presión de una fuente externa que se ejerce sobre la parte superior

del pistón y causa una reciprocación en el cilindro hacia abajo.

Es de adaptación universal, por lo que puede ser montado en casi todo tipo de

válvulas. Posee anillos limpiadores que previenen el ingreso de partículas

extrañas que pueden dañar el cuerpo del actuador y el sello dinámico del sistema.

También puede montarse con interruptores magnéticos de control.

Figura 3.2: Actuadotes hidráulicos Modelo J, Modelo K, Modelo RV y Modelo SH.

Fuente: Baker Oil Tools. Modificado por: Eduardo García.

77

3.3.2 ACTUADORES NEUMÁTICOS23

Los actuadores neumáticos que se pueden utilizar para el diseño de un sistema

de seguridad son los siguientes: PneuMaster, Tipo Pistón, Tipo Diafragma DiaFlex,

Modelo DAV. Estos modelos de actuadores se muestran en la Figura 3.3.

3.3.2.1 Actuador Neumático “PneuMaster”

Es un actuador tipo diafragma que se acciona mediante presión neumática

aplicada en contra del pistón y del diafragma, ubicados en una cámara de control

sellada, esta presión abre la compuerta de la válvula de accionamiento inverso y

cierra la de accionamiento directo. Requiere de gas limpio o de aire proveniente

de un panel neumático de control. Es recomendado para sitios que no requieran

desmontar el sistema con frecuencia, ya que no se acopla a un bonete de

desconexión rápida.

Adicionalmente la construcción de este actuador es durable, de bajo peso, de fácil

ensamble y mantenimiento, y ofrece las mismas ventajas que los actuadotes

hidráulicos, como los indicadores de posición, dispositivos de alivio externo y los

sellos que lo protegen de las partículas externas y de las fugas.

3.3.2.2 Actuador Neumático Tipo Pistón

Este tipo de actuador normalmente se lo monta sobre la válvula master y la

válvula wing del cabezal para generar una secuencia de cierre que brinda una

gran seguridad para topo tipo de operaciones, en especial en pozos de alta

producción.

Este actuador se acciona con presión neumática que suple el panel de control y

ejerce la fuerza necesaria sobre la espira del actuador para comenzar la

secuencia de cierre, posteriormente el pistón regresa a su posición inicial. Cuando

23

Las especificaciones para los Actuadores Neumáticos se detallan en el Anexo 3.5.

78

se ha perdido la presión de control, el actuador trabaja por defecto, y el pistón se

acciona para mantenerse cerrado.

Este actuador se acopla con facilidad a la mayor parte de facilidades estándares,

posee un indicador visual de posición y además el elemento externo que lo

protege de la sobre presurización de la válvula.

3.3.2.3 Actuador Neumático de Diafragma “Dia-Flex”

Es el actuador más resistente y durable en comparación a los antes mencionados,

además es mucho más ligero y liviano que los actuadotes de pistón. Funciona con

la aplicación de presión neumática sobre el cilindro.

Esta presión neumática desplaza el diafragma interno que ejerce fuerza sobre el

vástago para abrir o cerrar la compuerta de la válvula. El Dia-Flex es el primer

actuador de diafragma que elimina el uso de “O-Rings” de las superficies de las

partes móviles.

3.3.2.4 Actuador Neumático “Modelo DAV”

El modelo DAV es una válvula altamente confiable, diseñada para minimizar el

costo y el tamaño del sistema de seguridad. Puede controlar flujo bi-direccional,

por lo que es muy conveniente en puntos de control en los que el flujo se divide o

se direcciona.

Trabaja con una presión de control muy baja (60 lppc aproximadamente) y

soporta presiones de trabajo de 3000 lppc. Posee sellos metálicos totalmente

aislantes para evitar fugas y que protegen el actuador del desgaste causado por

el flujo.

Tiene disponible una conexión en la cual podemos acoplar un dispositivo de

accionamiento mecánico. Puede ser reparado sin tener que desmontarlo de la

línea de flujo.

79

Figura 3.3: Actuadotes Neumáticos.


3.3.3 ACCESORIOS ADICIONALES

Existen algunos accesorios opcionales que se pueden ensamblar en el sistema de

seguridad y que brindan alguna ventaja adicional a las válvulas en superficie. Se

deben tener en cuenta todos los requerimientos que se tienen en el campo, la

disponibilidad operativa necesaria y además debemos considerar que en algunas

ocasiones los costos constituyen un factor decisivo en el diseño del sistema.

3.3.3.1 Actuador Manual (Mecánico)

Generalmente se los usa para abrir o cerrar válvulas de muy baja presión, en

puntos donde no son indispensables los actuadotes hidráulicos o neumáticos,

pero se requiere de algún punto de control, por seguridad o mantenimiento. La

Figura 3.4 muestra un esquema de un actuador manual.

3.4 SISTEMAS DE CONTROL

La industria hidrocarburífera utiliza una variedad de dispositivos de control de

procesos para operar válvulas que regulan niveles de presión, flujo y temperatura.

La mayoría de los instrumentos y equipos de control se ubican en una de cuatro

categorías: hidráulico, neumático, eléctrico y mecánico.

80

Figura 3.4: Componentes de un actuador manual (mecánico).


3.4.1 COMPONENTES DE CONTROL

Son los principales componentes que se requieren para montar un sistema de

control convencional.

3.4.1.1 Switches Eléctricos24

Permiten conocer la posición del actuador debido al contacto entre ellos.

Comúnmente se los utiliza cuando se tiene un sistema de control completamente

automatizado y se requiere conocer el estado de la válvula desde el punto remoto

de control. Utiliza señal eléctrica y se los instala en el tope del actuador.

3.4.1.2 Detector De Fugas En La Línea De Flujo25

Se lo monta sobre la línea de flujo con un dispositivo detector de presión

(usualmente un piloto o un relay) para medir la velocidad del flujo. Cuando existe

24

Los Switches Eléctricos se detallan en el Anexo 3.6. 25

El Detector de Fugas en la Línea de Flujo se detalla en el Anexo 3.7.

81

un cambio de velocidad fuera del rango predeterminado, producido por una fuga o

una ruptura en la línea, se envía la señal hacia el sistema de control.

3.4.1.3 Sensores De Alta / Baja Presión26

Son montados sobre el detector de fugas en la línea de flujo para monitorear las

condiciones de presión de la línea. Los pilotos o sensores tienen una alimentación

hidráulica / neumática que proviene del panel de control. Envían la señal de

control cuando el flujo se encuentra fuera del rango de presión permitido.

3.4.1.4 Detector De Flujo En La Línea De Control27

Previene la activación del sistema por fallas en otros dispositivos (sellos). Mide el

caudal que se desplaza por la línea de flujo a través de un delay para enviar o

interrumpir la señal de control.

3.4.1.5 Panel De Control Hidráulico / Neumático28

Es una combinación de lógica de base neumática, hidráulica y electrónica en una

solución integrada única para múltiples válvulas del control.

Están diseñados de acuerdo a las necesidades operativas y a las funcionalidades

operativas. Pueden incorporar módulos de control removibles e intercambiables,

cada uno controlando una válvula única.

Cualquier módulo de control puede ser fácilmente aislado y removido sin afectar

la operación de ninguna otra parte del panel de control. Los módulos existentes

pueden ser removidos y un módulo de repuesto instalado con un mínimo de

tiempo de parada.

26

El Sensores de Alta / Baja Presión se detalla en el Anexo 3.8. 27

El Detector de Flujo en la Línea de Control se detalla en el Anexo 3.9. 28

Las especificaciones del Panel de Control Hidráulico / Neumático se detallan en el Anexo 3.10.

82

3.4.2 PROCESO DE CONTROL HIDRÁULICO / NEUMÁTICO

El proceso de control inicia con la medición de alguna variable en la línea de flujo.

Esta variable puede ser presión, caudal, volumen, velocidad, o alguna relación

entre estas.

Cualquier variación, de la variable medida, que se produjese en la línea debido a

rupturas, fugas, taponamientos, recirculaciones o anomalías; es registrada por los

sensores que miden esta variable.

Cuando la variación de la variable está fuera de los rangos de operación normal,

se envía la señal de control al panel, para que a su vez este envíe la presión de

control requerida para el accionamiento de las válvulas. Dependiendo del punto

donde se detecte la variación, se accionarán las válvulas localizadas en los

puntos de control apropiados.

La Figura 3.5 ejemplifica un proceso de control hidráulico / neumático.

Figura 3.5: Esquema de un proceso de control hidráulico / neumático.

Fuente: Baker Oil Tools. Modificado por: Eduardo García

83

3.4.3 PROCESO DE CONTROL HIDRÁULICO AUTO-CONTENIDO

Es un mecanismo de auto-alimentación hidráulica que acciona el actuador para

abrir o cerrar la válvula. Puede ser configurado de dos maneras:

− De manera simple (Single Pump Hydraulic Control System, SPC) para operar

sobre una sola válvula, ya sea de fondo o de superficie.

− De manera dual (Dual Pump Hydraulic Control System, DPC) para operar

simultáneamente, tanto en la válvula de superficie como en la válvula de fondo.

La Figura 3.6 muestra la incorporación de los sitemas de control auto-contenido

en dos puntos de control diferentes.

Figura 3.6: Esquema de un proceso de control autocontenido (SPC / DPC).

Fuente: Baker Oil Tools. Modificado por: Eduardo García

Este proceso es ideal para las siguientes aplicaciones:

− En locaciones en las cuales no se dispone de fuentes de alimentación (aire o

gas comprimido) para los actuadotes y los componentes de control.

84

− En locaciones remotas en las cuales resulta un alto costo económico

establecer un mecanismo de alimentación para los actuadores y componentes

de control.

− En ambientes peligrosos en los que no es apropiado instalar líneas de control

y alimentación con gas o algún fluido de control peligroso.

− En campos en los que se requiera una operación de bajo costo y operación

sencilla.

3.4.3.1 Sistema De Control Auto-Contenido De Bomba Hidráulica Simple

Este proceso de control no requiere alimentación externa. El sistema se encuentra

presurizado. Los componentes que conforman este sistema de control se

muestran en la Figura 3.7.

Figura 3.7: Componentes del sistema de control auto-contenido de bomba hidráulica simple (SPC).


85

El mecanismo de funcionamiento es el siguiente:

Apertura: Cuando se abre la bomba manual, el acumulador descarga la presión

del sistema hacia el actuador y la válvula permanece abierta para permitir el flujo

a través de ella.

Cierre: Cuando los sensores de alta / baja detecta una variación de presión en la

línea de flujo, envían presión de control hacia el reservorio (del sistema), este se

abre y recepta la presión que el acumulador envía al actuador. De esta manera el

actuador no recibe la suficiente presión para mantener abierta la válvula.

3.4.3.2 Sistema De Control Auto-Contenido De Bomba Hidráulica Doble

Al igual que el sistema de una sola bomba, este sistema no requiere de

alimentación externa. La Figura 3.8 muestra los componentes de este sistema de

control.

Figura 3.8: Componentes del sistema de control auto-contenido de bomba hidráulica dual (DPC).


86

Este mecanismo posee una bomba adicional para controlar simultáneamente dos

válvulas.

Apertura: Inicialmente, se accionan las dos bombas para dejar que el acumulador

deje salir la presión hacia el actuador y hacia la válvula de fondo. Ambas válvulas

se abren y dejan seguir el flujo normalmente a través de del cabezal y de la línea

del flujo.

Cierre: Cuando los pilotos detectan un cambio de presión en la línea de flujo,

envían presión de control hacia el reservorio; dejando al actuador y a la válvula de

fondo sin la suficiente presión para permanecer abiertos.

3.5 SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUBSUELO

Un sistema de seguridad de subsuelo es un dispositivo que se acopla bajo el

Tubing Hanger para abrir o cerrar el flujo dentro de un pozo y proveer control

sobre éste en caso de un evento de catástrofe.

Las normas industriales reconocidas para los sistemas de Válvulas de Seguridad

de Fondo están publicadas en las especificaciones del Instituto Americano del

Petróleo, API 14A y API RP 14B29. Estos dos documentos prescriben las normas

mínimas para la ejecución y el aseguramiento de la calidad para suministrar la

máxima confianza de los equipos de seguridad de fondo. Estas también sirven de

guía para el diseño, instalación y operaciones de los sistemas.

Dependiendo del sistema de levantamiento artificial, de las características del

pozo y de su completación de fondo; las válvulas de subsuelo pueden ser

instaladas de tres maneras diferentes:

− Como parte de la misma sarta de producción: se instalan bajo el tubing hanger

y sobre todos los elementos de la completación. Para bajarla o recuperarla, se

requiere sacar la completación del pozo. 29

Las normas API 14A y API 14B se detallan en el Anexo 3.11.

87

− En el interior de la sarta de producción: se asientan mediante mecanismos de

empaque y sellos. Se bajan y recuperan con wireline.

− En la parte exterior de la sarta de producción: se asientan entre la sarta de

producción y el casing de revestimiento, para proveer control sobre el flujo en

el espacio anular.

Las válvulas de fondo se clasifican considerando los parámetros antes

mencionados.

3.5.1 VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES CON TUBERÍA30

Estas válvulas son de tipo Flapper, pueden controlarse desde superficie mediante

una línea de control hidráulica / neumática de muy corto diámetro, que se

encuentra conectada al sistema de control de superficie.

Este tipo de válvulas tiene una posición normalmente cerrada. Cuando la presión

de control es aplicada a la válvula, ésta se abre permitiendo el flujo a través de

ella; cuando la presión de control se pierde la válvula vuelve a su posición normal,

cerrando el pozo.

Esta válvula cuenta con un mecanismo de apertura mecánico mediante una

Herramienta de Apertura, el cual se utiliza cuando la presión que provee el

sistema de control no puede ser reestablecida para abrir la válvula y comenzar la

operación del pozo.

Existen una infinidad de válvulas de seguridad de fondo para controlar la

producción en el interior de la tubería de producción, pero las más importantes

considerando sus características y los requerimientos de cada pozo, son los

modelos que se muestran en la Figura 3.9.

30

Las especificaciones para las Válvulas de Seguridad Recuperables con Tubería se detallan en el Anexo 3.12.

88

3.5.1.1 Válvula De Seguridad “SelectT”

Posee un flapper resistente a los daños que pudiese sufrir en operaciones de

remediación por wireline. Posee un mecanismo de protección en contra de la

comunicación de fluidos, que pudiese ocurrir por una mala operación de una

camisa. Cuenta con sellos de gran precisión que contienen perfectamente a los

fluidos del pozo cuando la válvula permanece en una posición cerrada.

3.5.1.2 Válvula De Seguridad “Serie Titan”

Trabaja perfectamente a condiciones extremas de presión y temperatura en el

pozo. Altamente resistente a operaciones de remediación en el pozo con

inyección de químicos. Su flapper está elaborada con un material anticorrosivo de

gran resistencia.

3.5.1.3 Válvula De Seguridad “CementSafe”

Fue diseñada con un aislamiento completo de las cavidades en las que se

encuentra la espira de accionamiento y la flapper; lo que favorece a las

operaciones en las que se requiera utilizar otro tipo de fluidos diferentes a los del

pozo, como lechadas y cemento.

3.5.1.4 Válvula De Seguridad “Onyx”

Esta válvula posee un OD de línea delgada, es decir un diámetro externo reducido

sin sacrificar el ID de la válvula, lo que resulta recomendable para completaciones

de diámetro amplio. Se utilizan para tamaños de tubing de 7” y 9�” (muy

comunes en la industria), con rangos de presión de 5000 a 10000 lppc.

3.5.1.5 Válvula De Seguridad “Realm”

Es una de las válvulas más seguras a condiciones de operación muy difíciles, con

altas temperaturas y presiones.

89

Posee sellos metálicos altamente aislantes, lo que impide la fuga de fluidos del

pozo cuando la válvula se encuentra en posición cerrada.

Figura 3.9: Válvulas de seguridad de subsuelo recuperables con tubería.


3.5.1.6 Válvula De Seguridad De Nitrógeno Cargado “Neptuno”

Esta válvula incorpora un sistema cargado con nitrógeno, el cual actúa en el tope

del pistón, oponiéndose a la presión hidrostática. Esta válvula está diseñada para

pozos con bajas presiones de operación y en los cuales no se tiene disponibilidad

de un sistema de control.

90

Posee dos sistemas hidráulicos de operación independientes; si el primero falla

por cualquier eventualidad, el segundo balancea la presión arriba y abajo del

pistón, permitiendo a la espira cerrar la válvula.

3.5.2 VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES CON WIRELINE31

Son válvulas de tipo flapper, controladas desde superficie a través de una línea de

control hidráulica de diámetro pequeño que conecta la válvula de seguridad al

sistema de control para su accionamiento.

Su funcionamiento es casi idéntico a las válvulas recuperables por tubería, ya que

son de tipo normalmente cerradas; es decir, permanecen abiertas cuando existe

presión en la línea de control y vuelven a su posición normal cuando se pierde la

presión de control; de esta manera cierran el pozo. La Figura 3.10 muestra

algunos modelos de este tipo de válvulas.

3.5.2.1 Válvula De Seguridad “Serie V”

Se asientan con herramientas de wireline, en el perfil de un Nipple32 ensamblado

en la tubería de producción. También pueden ser instaladas dentro de otras

válvulas de tubería. Esto se hace para restablecer el sistema de seguridad de

fondo cuando ha disminuido la presión de control del sistema. Se deja la válvula

de tubería permanentemente abierta y se baja con guaya una válvula de wireline

para que se acople en el nipple, se restablece la comunicación entre la válvula

insertada y la línea de control, para que se pueda operar la válvula de wireline con

la misma línea de control de la válvula de tubería.

Este tipo de válvulas comúnmente son de carácter estándar, pero de acuerdo con

los requerimientos, existen modelos que prestan ventajas adicionales.

31

Las especificaciones para las Válvulas de Seguridad Recuperables con Wireline se detalla en el Anexo 3.13.

32 Las herramientas para asentar y recuperar con wireline las válvulas de seguridad se detallan en el Anexo 3.14.

91

3.5.2.2 Válvula De Inyección “Modelo J”

Esta válvula se acciona por flujo inverso, es decir, cuando el la dirección y sentido

del flujo cambia la válvula se cierra y puede abrirse solo cuando el flujo retoma su

sentido normal. Cuando el flujo de inyección cesa se elimina el diferencial de

presión en la tubería, permitiendo a la flapper cerrar el pozo. Se la puede utilizar

en pozos con levantamiento poweroil, pozos inyectores y pozos reinyectores.

Figura 3.10: Válvulas de seguridad de subsuelo recuperables con wireline.


3.5.2.3 Válvula De Velocidad “Modelo A”

Esta una válvula tiene un posicionamiento normalmente abierto. Está válvula se

cierra cuando la rata de flujo en su interior sobrepasa las condiciones de apertura.

92

Generalmente esto ocurre por variaciones muy cercanas al cabezal de pozo, en la

línea de flujo en superficie.

Las condiciones de cierre de la válvula pueden ser modificadas mediante la

variación del diámetro del orificio que posee el mecanismo de cierre, dependiendo

de las condiciones de flujo en el pozo.

3.5.2.4 Válvula De Seguridad “Serie W”

Tiene las mismas características y operación de las válvulas de “Serie V”; pero

tiene un diseño de mayor longitud, lo que aumenta la capacitad de producción de

la válvula.

3.5.3 VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE CONTROL DEL ANULAR33

Son válvulas diseñadas especialmente para completaciones de pozos que

requieren control de flujo tanto en la tubería de producción, como en el espacio

anular. Las dos vías de flujo pueden ser controladas por la misma línea de control,

o por líneas separadas.

Este tipo de válvulas generalmente se asientan con presión hidrostática; de la

misma forma que una empacadura hidrostática; ya que posee sellos, cuñas y

elementos de empaque.

La operación para controlar el flujo en el tubing es el mismo que las válvulas de

tubería: posicionamiento normalmente cerrado de una flapper, apertura con

presión de control en superficie y retorno a la posición normal con la pérdida de la

resión de control.

La para controlar el flujo en el anular se accionan los elementos deslizantes de la

válvula, de manera similar a la operación de una camisa, de tal forma que se

puede controlar el flujo en el pozo.

33

Las especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Control del Anular se detallan en el Anexo 3.15.

93

Las válvulas que se pueden utilizar para controlar el anular se muestran en la

Figura 3.11.

Figura 3.11: Válvulas de seguridad de control del anular.


3.5.3.1 Válvula de Anular “Modelo RC2”

Este modelo utiliza la línea de control para asentar el colgador de tubería y para

operar la válvula de seguridad. El ID de la herramienta es exactamente el mismo

ID del tubing, por lo que la producción no se altera de ninguna forma.

3.5.3.2 Válvula de Venteo “Modelo VR”

Este tipo de válvulas generalmente se las utiliza en pozos con una completación

de bombeo eléctrico. Normalmente opera abierta para desfogar el gas del pozo,

94

pero puede ser configurada para mantener el trabajo de la bomba sin tener

producción en superficie, ya que al cerrar el flujo por el tubing permite al fluido

bombeado recircular desde el tubing hacia el anular. Esta válvula debe bajar

ensamblada con una empacadura recuperable.

3.5.3.3 Válvula de Anular “Modelo AVLDM”

Está diseñada especialmente para pozos completados con Gas Lift, en los cuales

se requiere inyectar gas por el anular. Cortan la inyección de gas hacia la tubería

de producción, evitando que el fluido se aligere y pueda llegar a superficie.

3.5.3.4 Válvula de Anular “Modelo CASV”

Es una válvula tipo camisa, cuya posición es normalmente cerrada. Cuando existe

presión en la línea de control, ejerce fuerza sobre el pistón que desliza la camisa y

abre la válvula. Se la utiliza en pozos en los que se cuenta con un gran volumen

en el espacio anular.

95

CAPÍTULO 4

SELECCIÓN E IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE

SEGURIDAD APROPIADO

4.1 ANTECEDENTES

El campo Cuyabeno – Sansahuari, en la actualidad no cuenta con ningún sistema

de seguridad incorporado a la operación, de igual manera no se registra ningún

antecedente de instalación de equipos para prevención y control de derrames en

sus facilidades y en las completaciones de sus pozos.

Para conseguir que la selección e implementación del sistema de seguridad sea

la correcta, se debe tener en cuenta parámetros claves, como:

− Requerimientos físicos, logísticos y técnicos del sistema de seguridad.

− Disponibilidad de los recursos y servicios necesarios para la implementación

del sistema.

− Limitaciones del campo que afecten el correcto desempeño del sistema de

seguridad.

− Limitaciones del sistema de seguridad ante la operación del campo.

− Limitaciones físicas de las facilidades.

4.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD

A IMPLEMENTARSE

4.2.1 REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA

Básicamente son tres los componentes del sistema de seguridad: válvulas de

seguridad de fondo, actuadores y sistema de control. Los requerimientos técnicos

96

para el óptimo funcionamiento de cada uno de los componentes están dados por

los siguientes parámetros:

− Cantidad necesaria de gas proveniente de la producción, para utilizarlo como

fluído de control en las válvulas de fondo. Actualmente la producción de gas

del campo es de aproximadamente 3084810 pcs/día de los pozos de

Cuyabeno y de 531760 pcs/día de los pozos de Sansahuari, que dan un total

de 3616570 pcs/día para todo el campo.

− Bridas para acoplar los componentes de superficie a las válvulas. Se debe

considerar en el diseño que a pesar de que la válvula cambie el vástago que

cierra la compuerta de las válvulas de superficie no cambia.

− Aceite hidráulico limpio, como fluido de control para los equipos de superficie y

fondo que requieran un sistema de control hidráulico.

− Diseño y cálculo de las variables de control en base a los criterios

recomendados por el fabricante.

− Modificación en los cabezales. Los pozos completados con válvulas de fondo

requieren una modificación en el cabezal para incorporar un capilar adicional

para el paso de la línea de control.

4.2.2 LIMITACIONES PARA LA INSTALACIÓN DEL SISTEMA

Las limitaciones que se pueden presentar en el área de estudio y que pueden

afectar la implementación del sistema, pueden ser de varios tipos.

4.2.2.1 Limitaciones Técnicas

Se presentan cuando todo el instrumental del campo muestra problemas de

compabilidad y adaptación con aguno de los componentes del sistema. Este tipo

de limitación es muy poco común y suele presentarse en condiciones muy

97

extremas de operación, es decir cuando las variables que intervienen en los

equipos se mantienen muy cerca de los límites del diseño.

Para el campo Cuyabeno – Sansahuari no se presenta ninguna operación difícil

que dificulte la instalación y desempeño apropiado de un sistema de seguridad.

4.2.2.2 Limitaciones Físicas

Se refieren a la logística y a las condiciones ambientales. Las líneas de

producción e inyección del campo no presentan mayor dificultad logística para la

instalación de dispositivos de medición y control. La completación de los pozos,

es la misma en casi todos los pozos.

4.2.2.3 Limitaciones Económicas

El manejo económico de la operadora Petroproducción no depende directamente

de sus autoridades, sino del Estado; razón por la cual la inversión en proyectos de

investigación es muy limitada. Se puede considerar el factor económico como una

fuerte limitación al momento de implementar un sistema más complejo y de mayor

tecnología.

4.3 SELECCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA

4.3.1 SELECCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE SUPERFICIE

Para la selección de los actuadores en superficie se debe analizar las líneas de

flujo en las cuales van a ser instalados; específicamente la presión y temperatura

de operación, y el diámetro nominal de las líneas.

Considerando las especificaciones para actuadores mostradas en los Anexos 3.2

y 3.5, y comparándolas con las carácterísticas de las líneas de flujo del campo

descritas en el Capítulo I, se selecciona el actuador apropiado.

98

La Tabla 4.1 presenta los modelos de actuadores y el cumplimiento que tienen

con las características de las líneas de producción e inyección del campo.

Tabla 4.1: Características de las líneas de flujo para la selección de la válvula de seguridad de superficie apropiada.

VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE

ACTUADORES HIDRÁULICOS ACTUADORES NUEMÁTICOS CARACTERÍSTICAS DE

LAS LÍNEAS DE FLUJO DEL CAMPO CUYABENO –

SANSAHUARI G

ateM

aste

r

Mo

del

o C

Mo

del

o

CS

WC

Wir

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Mo

del

o E

Mo

del

o J

Mo

del

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Mo

del

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V

Mo

del

o S

H

Pn

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aste

r

Tip

o P

istó

n

Dia

-Fle

x

Mo

del

o

DA

V

Líneas de producción Diámetro exterior de 4 ½” X X X X X X Diámetro exterior de 2 �” X X X X X X X X Presión de operación hasta 300 lppc X X X X X X X X X X Temperatura de operación igual a la temperatura ambiente (~ 60° F) X X X X X X X X X X X X X

Líneas de inyección Diámetro exterior de 8 �” X X Diámetro exterior de 6 �” X X X X X X X Diámetro exterior de 4 ½” X X X X X X Diámetro exterior de 3 ½” X X X X X X X X X X X Diámetro exterior de 2 �” X X X X X X X X Presión de operación hasta 3750 lppc X X X X X X X X X Temperatura de operación igual a la temperatura ambiente (~ 60° F) X X X X X X X X X X X X X


De la Tabla 4.1 se concluye que:

− No se puede operar las líneas de inyección con actuadores neumáticos,

debido a la máxima presión de operación que soportan (Anexo 3.5).

− Los actuadores hidráulicos más idóneos son los Modelos C y E, ya que

cumplen con las características de las líneas de producción, y también con las

características de las líneas de inyección de diámetros menores.

− Para las líneas de inyección de diámtros mayores, el Modelo J es el más

apropiado por acoplarse a válvulas de mayor tamaño.

99

− Es conveniente revisar el costo de los actuadores, ya que técnicamente ambos

modelos satisfacen los requerimientos operativos de las líneas del campo.

4.3.2 SELECCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE SUBSUELO

La selección de la válvula de seguridad de subsuelo requiere de información

específica para cada pozo de un campo. En el caso del campo Cuyabeno –

Sansahuari se puede generalizar la selección de las válvulas de seguridad de

fondo por las siguientes razones:

− Entrampamiento y estructura geológica semejante a lo largo de todo el campo.

Lo que implica características de yacimiento semejantes en las zonas

productoras, como presión y temperatura.

− Pozos productores verticales (a excepción del CUY-24D y el SSH-12D).

− Predominio de bombeo hidráulico como sistema de levantamiento artificial, con

gran similitud en el completamiento de las cavidades hidráulicas. Únicamente

7 pozos se encuentran en producción con un completamiento eléctrico

sumergible.

− Casing de revestimiento de 7” y 26 lbs/pie en todos los pozos productores.

− Tubing de producción o inyección de 3 ½” en la gran mayoría de pozos.

Con las consideraciones mencionadas anteriormente se puede determinar la

válvula idónea de acuerdo a las características y especificaciones mencionadas

en el Capítulo III y en los Anexos 3.12, 3.13 y 3.15.

La Tabla 4.2 presenta los modelos y tipos de válvulas de seguridad de subsuelo y

el cumplimiento que tienen con las características de los pozos productores del

campo. Las características presentadas en esta tabla, son las que predominan y

abarcan todos los pozos del campo.

100

Tabla 4.2: Características de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari para la selección de la válvula de seguridad de subsuelo apropiada.

VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUBSUELO

RECUPERABLES CON TUBERÍA

RECUPERABLES CON WIRELINE

CONTROL DEL ANULAR CARACTERÍSTICAS

PRESENTES EN LOS POZOS DEL CAMPO

CUYABENO - SANSAHUARI

Sel

ecT

Tit

an

Cem

entS

afe

On

yx

Rea

lm

Nep

tun

e

Mo

del

o V

Mo

del

o J

Mo

del

o A

Mo

del

o W

RC

2

VR

AV

LD

M

CA

SV

Completación para bombeo hidráulico (inyección por el tubing y recobro por el anular)

X X

Completación para bombeo eléctrico sumergible

X X X X X X X X X X X X X X

Temperatura promedio en los yacimientos: 205° F


Máxima presión del yacimiento U: 3270 lppc.


Máxima presión del yacimiento T: 3338 lppc.


Máxima presión de cabeza presente en los pozos: 220 lppc


Diámetro interno del casing: 7”

X X X X X X X X X X

Diámetro externo del tubing: 3 ½ “

X X X X X X X X X X

Profundidad aproximada de las bombas: 7000 pies



Según con lo presentado en la Tabla 4.2, se concluye que:

− Para los pozos completados con bombas eléctricas, se puede utilizar válvulas

recuperables por tubería, a excepción del modelo Titan, el cual no se adapta al

tamaño del tubing.

− Para los pozos completados con bombeo hidráulico se puede utilizar una

válvula recuperable con wireline, como es el caso del Modelo J que es una

válvula de inyección; o una recuperable con tubería, como es el caso del

modelo RC2, que sella el anular y controla su flujo.

101

− Se descarta el uso de válvulas de control del anular debido al no acoplamiento

con el tamaño del tubing de producción.

− Las válvulas como los modelos CementSafe, Onyx, Realm, Neptuno, Modelo J

y Modelo A, si bien se adaptan correctamente a las características de los

pozos, tienen utilidades y ventajas adicionales para las que fueron

específicamente diseñadas, pero que no son necesarias en los pozos de estos

campos; esto hace que su costo aumente, y el factor económico incide

enormemente en la implementación del sistema de seguridad, ya que se

busca optimizar recursos.

− La válvula de seguridad de fondo más apropiada para sistemas de

levantamiento artificial con BES es el modelo SelectT, ya que es una válvula

estándar, de bajo costo relativo y que cumple perfectamente con todos los

requerimientos de los pozos del campo.

4.3.3 SELECCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL

El sistema de control requerido para operar las válvulas de seguridad de

superficie necesariamente debe ser hidráulico, ya que las líneas de inyección

operan con altos diferenciales de presión y no pueden ser intervenidas con

actuadores neumáticos. Para las válvulas de fondo se puede utilizar presión de

control hidráulica o neumática, por lo que el sistema de control hidráulico puede

ser generalizado.

Tomando en cuenta el aspecto económico, la instalación de paneles

hidráulicos/neumáticos de control multipozos, el tendido de grandes longitudes de

líneas de control y la incorporación de sistemas de control automatizado tipo

SCADA; se requiere de una inversión considerablemente alta, por lo que para el

diseño del sistema de seguridad se considera el sistema de control hidráulico

autocontenido, por las siguientes razones adicionales:

− Bajo costo comparado a sistemas de control multipozos.

102

− Instalación sencilla.

− Ubicación en puntos con logística complicada.

4.3.4 DISTRIBUCIÓN DE LOS EQUIPOS

Los componentes del sistema que han sido seleccionados, se distribuyen en el

campo tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

− Para los pozos completados para BES y que poseen mayor producción se va

a utilizar una válvula de fondo y un actuador en superficie controlados por un

sistema de autocontenido de doble bomba hidráulica (DPC, Dual Pump

Control).

− Para el resto de pozos con BES se va a utilizar un actuador en superficie

controlado por un sistema autocontenido de bomba simple (SPC, Single Pump

Control).

− Para los pozos que producen con el Sistema Power Oil se va utilizar un

actuador ubicado en la válvula wing del cabezal y varios actuadores ubicados

en varios puntos de la línea de inyección; todos controlados por sistemas

autociontenidos de bomba simple.

Con las consideraciones antes mencionadas, la Tabla 4.3 muestra la distribución

de los componentes del sistema de seguridad en el campo.

Tabla 4.3: Componentes del sistema de seguridad de acuerdo al tipo de levantamiento artificial.

POZO EQUIPO DE SUPERFICIE

EQUIPO DE SUBSUELO

SISTEMA DE CONTROL

UBICACIÓN

CUY-02 Actuador hidráulico

“Modelo C” -

Autocontenido SPC

Cabezal Línea de inyección


“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC


103


POZO EQUIPO DE SUPERFICIE

EQUIPO DE SUBSUELO

SISTEMA DE CONTROL

UBICACIÓN


“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C”

Válvula recuperable con tubería “SelectT”

Autocontenido DPC

Cabezal Completación


“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C”


Autocontenido DPC



“Modelo C”


Autocontenido DPC


CUY-24D Actuador hidráulico

“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC

Cabezal


“Modelo C” -

Autocontenido SPC

Cabezal


“Modelo C”


Autocontenido DPC


SSH-02 Actuador hidráulico

“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC



“Modelo C” -

Autocontenido SPC


SSH-12D Actuador hidráulico

“Modelo C”


Autocontenido DPC



104

4.4 PUNTOS DE CONTROL

Inicialmente se debe comprender y diferenciar el objetivo de establecer un “Punto

de Control”, ya que puede ser determinado para un Plan de Contingencias y para

un Plan de Manejo Operativo.

Dentro de un plan de contingencias se determinan y ubican puntos estratégicos

en los cuales se puede parar y contener el impacto producido por un evento

contingente, para iniciar la remediación del área afectada. Estos puntos se

generan teniendo en cuenta parámetros claves, como el acceso que brinde la

logística, la cobertura terrestre y fluvial que se brinde al área designada; y

cualquier facilidad que ayude a controlar el evento contingente.

Por otro lado, dentro de un Plan de Manejo Operativo, no se determinan puntos

de control del evento contingente, sino puntos en los cuales se pueden controlar

procesos definidos de la operación.

Según la distribución de los componentes del sistema de seguridad, establecida

en la Tabla 4.3, la ubicación de los puntos de control se presenta en la Tabla 4.4.

Tabla 4.4: Ubicación de los puntos de control operativos en el área de estudio34.

UBICACIÓN DEL SISTEMA PUNTO DE CONTROL

No. DESCRIPCIÓN LOCALIZACIÓN

(UTM) S F

PC-01 Válvula en la línea principal de fluido motriz (Estación Sansahuari)

La: 10012494.028 Lo: 356024.933

X

PC-02 Cabezal del pozo SSH-06 La: 10011815.860 Lo: 355989.240

X


X


X


X

PC-06 Válvula en la línea principal de fluido motriz

La: 10008853.338 Lo: 355696.557

X

34

El mapa de ubicación de los Puntos de Control en el área de estudio, se presenta en el Anexo 4.1.

105




(UTM) S F

PC-07

Válvula en la línea de fluido motriz que alimenta a los pozos SSH-05, SSH-11, SSH-08, SSH-10 y SSH-09.

La: 10008096.645 Lo: 355710.834

X


X


X


X


X


La: 10007104.379 Lo: 355182.577

X


X

PC-14 Cabezal y completación del pozo SSH-12D

La: 10006927.160 Lo: 356808.580

X X

PC-15 Cabezal y completación del pozo CUY-14

La: 10006548.250 Lo: 356101.070

X X


La: 10005913.700 Lo: 356587.790

X X

PC-17 Cabezal del pozo CUY-25 La: 10005425.000 Lo: 357040.000

X


X


X


La: 10005391.113 Lo: 355782.220

X

PC-21 Cabezal del pozo CUY-24D La: 10004275.000 Lo: 357319.250

X


X


X X


X


X


X

PC-27 Válvula en la línea principal de fluido motriz (Estación Cuyabeno)

La: 10003192.422 Lo: 357309.882

X

PC-28

Válvula en la línea de fluido motriz (Estación Cuyabeno) que alimenta a los pozos CUY-11, CUY-16 y CUY-20

La: 10003156.729 Lo: 357416.962

X


X


X

106




(UTM) S F


X


X


X


X


La: 10001244.000 Lo: 358439.250

X X


X


X

PC = Punto de control, La = Latitud, Lo = Longitud, S = Superficie, F = Fondo


4.5 CÁLCULO DE LAS VARIABLES DEL SISTEMA

Los componentes del sistema de seguridad deben ser dimensionados en base a

variables específicas para la operación, especialmente las diferentes presiones

que intervienen en el diseño.

4.5.1 VARIABLES PARA EL EQUIPO DE SUBSUELO

El diseño de las válvulas de fondo se realizará para cinco pozos con BES. El

diseño se basa en el cálculo de tres parámetros fundamentales:

− Profundidad de asentamiento de la válvula.

− Presión de apertura de la válvula.

− Presión de cierre de la válvula.

4.5.1.1 Profundidad De Asentamiento De Las Válvulas De Fondo

Para el cálculo de profundidad de asentamiento se efectúa un balance de fuerzas

a lo largo de la válvula, considerando todas las fuerzas que actúan hacia abajo y

hacia arriba paralelas al eje concéntrico (eje de torque) de la válvula.

107

Las fuerzas que interactúan en la válvula son:

− Fuerza hidrostática en la cabeza, Fwh

− Peso de las partes en movimiento de la válvula, W

− Fricción acumulada de las partes en movimiento, Ff

− Fuerza neta de la espira de la válvula, Fs

Realizando un sumatorio de fuerzas en equilibrio en el eje vertical se puede

obtener la profundidad de asentamiento de la válvula, como se muestra a

continuación:

�F = 0

Fs – Fwh – W – Ff = 0

Fs – ( Sd * g * A * SF ) – W – Ff = 0

Sd = ( Fs – W – Ff ) / ( g * A * SF ) � Ecuación 4.1

Donde: Sd = profundidad de asentamiento de la válvula, pies

g = gradiente del fluido hidráulico de control, lppc/pie

A = área del pistón de la válvula, pulgadas cuadradas

SF = factor de seguridad proporcionado por el fabricante

La fricción acumulada, puede ser considera como a un equivalente de la fuerza

hidrostática del fluido en el interior de la herramienta, la cual puede ser obtenida

considerando el diámetro interno y la longitud de la herramienta.

Ff = Lv * gfv = Lv * gagua * SGfv � Ecuación 4.2

Donde: Lv = longitud total de la válvula, pies

gfv = gradiente del fluido en la válvula, lppc/pie

gagua = gradiente del agua (0.433 lppc/pie)

SGfv = gravedad específica del fluido en la válvula

108

La variable W equivale al peso del Tubo de Flujo, que es la única parte móvil de la

válvula modelo SelectT, y se desplaza hacia abajo empujando la flapper y

acoplándose al Flapper Housing del Bottom Connector de la válvula.35

W = Wtf = 9.3 ( Ltf * IDválvula ) / 2.992 � Ecuación 4.3

Donde: Wtf = Peso del tubo de flujo de la válvula, lbs

Ltf = longitud del tubo de flujo de la válvula, pies

IDválvula = diámetro interno de la válvula, pulgadas

El fabricante da un valor máximo al cual asentar la válvula, dependiendo de su

modelo y su tamaño. Este valor se lo considera despreciando la fricción

acumulada y el peso de las partes en movimiento de la válvula. Se lo tiene como

referencia para utilizarlo por defecto en caso de no poseer datos necesarios, para

calcular la profundidad de asentamiento. Considerando las Ecuaciónes 4.1, 4.2, y

4.3 la Tabla 4.5 muestra las profundidas de asentamiento de las válvulas de fondo

para los pozos seleccionados del campo.

Tabla 4.5: Cálculo de la profundidad de asentamiento de las válvulas de seguridad de fondo.

CUY-14 CUY-22 CUY-23 CUY-27 SSH-12D Modelo de la válvula SelectT SelectT SelectT SelectT SelectT

Tamaño, (pulg) 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50* Max ODválvula, (pulg) 5.70 5.70 5.70 5.70 5.70* IDválvula, (pulg) 2.875 2.875 2.875 2.875 2.875* Fs, (lbs) 234.0 234.0 234.0 234.0 234.0* Ltf, (pies) 2.955 2.955 2.955 2.955 2.955

W, (lbs) 27.48 27.48 27.48 27.48 27.48° API 30.20 29.90 27.80 27.80 29.90SGfv = 141.5 / (131.5 + ° API) 0.875 0.877 0.888 0.888 0.877Lv, (pies) 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50Ff, (lbs) 1.705 1.709 1.730 1.730 1.709

** g, (lppc/pie) 0.354 0.354 0.354 0.354 0.354* A, (pulg2) 0.249 0.249 0.249 0.249 0.249

** SF 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15* Max Sd = Fs / (g * A * SF), (pies) 2308.42 2308.42 2308.42 2308.42 2308.42

Sd, (pies) 2020.51 2020.47 2020.27 2020.27 2020.47* Factores proporcionados por el fabricante dependiendo del modelo y tamaño de la válvula. ** Factores recomendados por el fabricante para dimensionar válvulas de seguridad de fondo.

Fuente: Petroproducción, Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.

35

El acople de partes de la válvula de seguridad de subsuelo “SelectT” se presenta en el Anexo 4.2.

109

La profundidad de asentamiento óptima que recomienda el fabricante para este

modelo de válvula en el tamaño de 3 ½” es de 2000 pies, con un máximo de 2300

pies; en base a los cálculos del diseño como se confirma con los resultados de la

Tabla 4.5.

4.5.1.1.1 Ajuste De La Profundidad De Asentamiento

La profundidad de asentamiento de la válvula debe ser ajustada a la completación

del pozo cuando se incorpora a un diseño sin válvula de seguridad. Este ajuste se

realiza con el fin de variar lo menos posible los parámetros iniciales del diseño.

La longitud de la válvula es de 4.5 pies, a la cual se debe incluir un perfil de

asentamiento que incrementa la longitud de la válvula a 5.2 pies.

Considerando un tubing de producción con juntas de aproximadamente 31 pies de

longitud, las profundidades de asentamiento36 varían de 2020 pies a 2015 pies

para los pozos CUY-14, CUY-23 y SSH-12D; a 2005 pies para el pozo CUY-22 y

a 2026 pies para el pozo CUY-27.

4.5.1.2 Presión De Control Para Las Válvulas De Fondo

La presión de control constituye la presión mínima que requiere la válvula para

mantener abierta la flapper.

Al igual que la profundidad de asentamiento, las presiones de apertura y cierre se

determinan partiendo de un análisis de fuerzas en la válvula, en el cual

intervienen las siguientes fuerzas:

− Fuerza ejercida por la presión de control, Fpc

− Peso de las partes en movimiento, W

36

Los diagramas de completación de los pozos con la válvula de seguridad de fondo y los ajustes en

profundidad de los diseños se presentan en el Anexo 4.3.

110

− Fuerza mínima del resorte con la válvula en posición abierta, Fo

− Fuerza mínima del resorte con la válvula en posición cerrada, Fc

− Fricción acumulada de las partes en movimiento, Ff

Realizando un sumatorio de las fuerzas antes mencionadas se tiene para la

apertura de la válvula:

�F = 0

Fo – W + Ff – Fpc = 0

Fo – W + Ff – ( Po * A ) = 0

Po = ( Fo + Ff – W ) / A � Ecuación 4.4

Para el cierre de la válvula se tiene:

�F = 0

Fc – W – Ff – Fpc = 0

Fo – W – Ff – ( Pc * A ) = 0

Pc = ( Fc + Ff + W ) / A � Ecuación 4.5

Donde: Po = presión de control para la apertura de la válvula, lppc

Pc = presión de control para el cierre de la válvula, lppc

A = área del pistón de la válvula, pulgadas cuadradas

Existe otro método para calcular las presiones de apertura y cierre, el cual no

considera la fricción acumulada ni el peso de las partes en movimiento. Por lo

general se lo utiliza en campo cuando se realizan las pruebas de apertura y cierre

de la válvula cuando se está completando el pozo.

La presión de apertura se obtiene de la Ecuación 4.6:

Po = P’o + Pwh + �P � Ecuación 4.6

Y la presión de cierre se obtiene de la Ecuación 4.7:

111

Pc = P’o – �P � Ecuación 4.7

Donde: P’o = presión mínima de apertura de la válvula, lppc

Pwh = presión esperada en el cabezal, lppc

�P = caída de presión por defecto (100 @ 200 lppc)

Considerando los cálculos anteriormente realizados para la profundidad de

asentamiento de la válvula (mostrados en la Tabla 4.5) y las Ecuaciones desde la

4.3 a la 4.7, se tiene las presiones de control, como se muestra en la Tabla 4.6.

Tabla 4.6: Cálculo de las presiones de apertura y cierre de las válvulas de seguridad de fondo.

CUY-14 CUY-22 CUY-23 CUY-27 SSH-12D Modelo de la válvula SelectT SelectT SelectT SelectT SelectT Tamaño, (pulg) 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50

* Fo, (lbs) 547.80 547.80 547.80 547.80 547.80* Fc ,(lbs) 423.30 423.30 423.30 423.30 423.30

W, (lbs) 27.48 27.48 27.48 27.48 27.48Ff, (lbs) 1.705 1.709 1.730 1.730 1.709

* A , (pulg2) 0.249 0.249 0.249 0.249 0.249 Po, (lppc) 2096.49 2096.50 2096.59 2096.59 2096.50 Pc, (lppc) 1582.79 1582.76 1582.69 1582.69 1582.76** �P, (lppc) 190.00 170.00 150.00 150.00 170.00

Pwh, (lppc) 280.00 110.00 300.00 150.00 280.00* P’o, (lppc) 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 Po, (lppc) 2170.00 1980.00 2150.00 2000.00 2150.00 Pc, (lppc) 1510.00 1550.00 1550.00 1550.00 1530.00* Factores proporcionados por el fabricante dependiendo del modelo y tamaño de válvula. ** Factores recomendados por el fabricante para dimensionar válvulas de seguridad de fondo.

Fuente: Petroproducción, Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.

4.5.2 VARIABLES PARA EL EQUIPO DE SUPERFICIE

El dimensionamiento de las válvulas de superficie está basado básicamente en

tres características:

− Presión de operación de la válvula y la línea de flujo.

− Tamaño de válvula y de la línea.

− Presión de control en el actuador.

− Presión medida por los sensores (pilotos).

112

4.5.2.1 Presión De Control En El Actuador

Los actuadores seleccionados para el sistema son el “Modelo C” y el “Modelo J”.

La presión que controla estos actuadores está basada en ecuaciones de cálculo

proporcionadas por el fabricante, dependiendo de la presión en la válvula en la

cual se coloca el actuador.

El diámetro del pistón del actuador depende del modelo y tipo de válvula a usarse,

la selección del tamaño del pistón se relaciona directamente con la presión de

control, ya que con un mayor diámetro de pistón se requiere una menor presión

de control.

Las válvulas que se van a utilizar para montar los actuadores pueden ser de dos

clases:

− Válvula de compuerta estándar de acero inoxidable 316, bridada con presión

nominal de hasta 250 lppc a 73° F.

− Válvula de compuerta de alta presión de aleación de acero, bridada, sellos

metal-metal de alta resistencia y presión de 5000 lppc.

En las válvulas estándar puede haber variaciones en la presión nominal de la

válvula dependiendo de su tamaño.

Siguiendo las especificaciones presentadas en el Anexo 3.2, para un actuador

Modelo C con pistón de 3”, la presión de control será:

Para línea de 2 �” con válvula de 2”:

Pc = ( 0.362 * Pv ) + 140 � Ecuación 4.8

Para línea de 2 �” con válvula de 2.5”:

Pc = ( 0.416 * Pv ) + 140 � Ecuación 4.9

113

Para línea de 3 ½” con válvula de 3”:

Pc = ( 0.570 * Pv ) + 140 � Ecuación 4.10


Pc = ( 0.827 * Pv ) + 140 � Ecuación 4.11

Donde: Pc = presión de control del actuador, lppc

Pv = presión en la válvula, lppc

Para una el mismo modelo de actuador hidráulico, con pistón de 4”, la presión de

control está dada por las siguientes ecuaciones:


Pc = ( 0.306 * Pv ) + 75 � Ecuación 4.12


Pc = ( 0.450 * Pv ) + 75 � Ecuación 4.13


Pc = ( 0.890 * Pv ) + 75 � Ecuación 4.14

Donde: Pc = presión de control del actuador, lppc

Pv = presión en la válvula, lppc

Para un actuador Modelo J con pistón de 5”, la presión de control será:


Pc = ( 0.798 * Pv ) + 75 � Ecuación 4.15

114

Considerando las Ecuaciones desde la 4.8 a la 4.15, se calculan las presiones de

control para los actuadores montados en las válvulas de superfice, como se

muestra en la Tabla 4.7.

Tabla 4.7: Presiones de control para los actuadores en superficie.

ACTUADOR VALVULA

TIPO PISTÓN (pulg)

TIPO TAMAÑO

(pulg)

PRESION DE LA VÁLVULA

(lppc)

PRESIÓN DE CONTROL

(lppc)

2 150 194.30 2 ½ 150 202.40 3 150 225.50

3 Estándar

4 235 334.35 2 5000 1050.0

2 ½ 5000 1195.0 3 5000 1605.0 4 5000 2325.0

Modelo C

4 Alta presión

6 5000 4525.0 Modelo J 5 Alta Presión 8 5000 4065.0


4.5.3 VARIABLES EN EL SISTEMA DE CONTROL

4.5.3.1 Dimensiones De La Línea De Control

La línea de control que se va a utilizar tanto para las válvulas de superficie, como

para las de fondo es la misma y debe cumplir con las siguientes características:

− Tamaño: diámetro externo de de ¼”, diámetro interno de 0.152” y peso de

0.185 lb/pie.

− Resistencia a la abrasión.

− Cumplimiento de normas de seguridad para resistencia de alta presión

(ASTMA 269)37.

− Conexiones (fittings) de presión tipo contratuerca con sellos aislantes tipo

metal-metal. Las dimensiones de los fittings son: diámetro externo de 0.437”,

diámetro interno de 0.257” y longitud de 0.795”.

37

La Norma ASTMA 269 hace referencia al material de fabricación, que para líneas de control de alta presión

debe ser una aleación de nickel, monel y polietileno de alta densidad.

115

Figura 4.1: Conectores para la línea de control (fittings).


La longitud total de línea de control que requiere cada uno de los componentes

del sistema está dada por la ubicación que tienen.

Se debe considerar la profundidad de asentamiento de las válvulas de fondo y la

ubicación de los actuadores y sensores de presión en superficie.

Considerando la ubicación de los puntos de control operativos, la distancia de

líneas de control requerida por el sistema se muestra en la Tabla 4.8.

Tabla 4.8: Logitud total de línea de control, requerida por el sistema de seguridad.

DESCRIPCIÓN TRAMO DISTANCIA

(m) CUY-14 Válvula de fondo Cabezal 615.70 CUY-22 Válvula de fondo Cabezal 615.70 CUY-23 Válvula de fondo Cabezal 615.70 CUY-27 Válvula de fondo Cabezal 618.74

SSH-12D Válvula de fondo Cabezal 615.70 Sistemas de

control (Cuyabeno)

Sensores en la línea

Pilotos de alta-baja presión

20.00

Sistemas de control

(Sansahuari)

Sensores en la línea


10.00

Sistemas de control

(Cuyabeno)

Salida de componentes de

los sistemas

Entrada de componentes de

los sistemas 15.00

Sistemas de control

(Sansahuari)

Salida de componentes de

los sistemas

Entrada de componentes de

los sistemas 7.50

DISTANCIA TOTAL (m) 3134.04


116

4.5.3.2 Propiedades Del Fluido De Control

Al utilizar el sistema de control autocontenido necesariamente se requiere de

aceite hidráulico como fluido de control. Este aceite debe tener características y

propiedades que cumplan con los requerimientos de presión de las válvulas, tanto

de fondo como de superficie.

El aceite hidráulico, para poder ser utilizado como fluido de control para una alta

presión de trabajo, debe cumplir con los siguientes requerimientos:

− Peso aproximado de 10 lb/gal, o mayor al peso del agua (8.31 lb/gal).

− Viscosidad38 aproximada de 150 SUS @ 100° F, o de 44 SUS @ 210° F.

− Punto de vertencia (pour point) menor a -35° F.

− Punto de encendido de vapores, mayor a 400° F.

− Inhibir la formación de espuma, moho y corrosión.

Existen varias clases de aceites hidráulicos, pero los que recomienda el fabricante

de las válvulas por cumplir a la perfección con los requerimientos antes

mencionados, se presentan en la Tabla 4.9.

Tabla 4.9: Aceites utilizados como fluido de control hidráulico.

MARCA ACEITE Turbin Oil 32

Amoco Industrial 32

Arco Duro S-150 Chevron OC Turbine 32

Citgo Pacemaker T-32 Terrestic 32

Exxon Nuto 32 Turbo 32

Shell Corena 32

Sun Sumbis 916 Texaco Rando HD-32


38

La viscosidad es experimental y está expresada en SUS (Segundos Universales de Saybolt). Se determina

midiendo el tiempo que tardan 60 cm3 de fluido en fluir a través de un orificio normalizado a una

determinada temperatura.

117

La cantidad total de fluido de control que requiere el sistema se lo puede obtener

en función del volumen que existe en cada unos de los tramos de la línea de

control.

VLC = 0.0009714 * ID2 � Ecuación 4.16

Donde: VLC = Volumen en un tramo de la línea, bls/pie

ID = Diámetro interno de la línea, pulgadas

Considerando la Ecuación 4.16, de forma general se conoce que para la línea de

control de ¼” se tiene:

VLC = 0.0009714 * 0.1522 = 2.24 * 10-5 bls/pie = 11.62 cm3/m

Conociendo la cantidad de aceite hidráulico que requiere el sistema por cada pie

de línea de control; para cada uno de los tramos en los que opera el sistema se

requiere una cantidad determinada de fluido de control, que se muestra en la

Tabla 4.10.

Tabla 4.10: Volumen de fluido de control requerido por el sistema de seguridad.

UBICACIÓN TRAMO DISTANCIA

(m) VOLUMEN

(cm3) CUY-14 Válvula de fondo Cabezal 615.7 7154.4 CUY-22 Válvula de fondo Cabezal 615.7 7154.4 CUY-23 Válvula de fondo Cabezal 615.7 7154.4 CUY-27 Válvula de fondo Cabezal 618.8 7190.5

SSH-12D Válvula de fondo Cabezal 615.7 7154.4 Sistemas de

control (Cuyabeno)

Sensores en la línea de flujo


20.00 232.40

Sistemas de control

(Sansahuari)

Sensores en la línea de flujo


10.00 116.30

Sistemas de control

(Cuyabeno) Componentes de los sistemas 15.00 174.30

Sistemas de control

(Sansahuari) Componentes de los sistemas 7.50 87.15

VOLUMEN TOTAL (cm3) 36418.25


118

4.5.3.3 Presión En Pilotos Y Sensores

El sistema de control se acciona cuando una variación de la presión en las líneas

está fuera del rango establecido. La presión es medida en el punto donde se

instala la válvula controlada por el actuador y los pilotos que regulan la presión de

control al actuador para cerrar la válvula o mantenerla abierta.

Los pilotos que se van a utilizar no se instalarán con sensores de variación de

flujo por fugas, ya que no son necesarios cuando se utiliza un sistema

autocontenido, si se utilizara un sistema de control con paneles, si serían

necesarios.

Se va a utilizar dos clases de pilotos, uno para un rango de bajas presiones y otro

para un rango de altas presiones. Los pilotos presentan las siguientes

características:

− Rango de presión a medirse en la línea de flujo por el piloto de baja presión:

de 10 a 115 lppc (para SPC y DPC).

− Rango de presión a medirse en la línea de flujo por el piloto de alta presión: de

50 a 450 lppc (para SPC) y de 200 a 750 (para DPC).

− Rango de presión a medirse en la línea de inyección por el piloto de baja

presión: de 500 a 1500 lppc (para SPC).

− Rango de presión a medirse en la línea de inyección por el piloto de alta

presión: de 2000 a 5000 lppc (para SPC).

− Máxima presión de control: 3000 lppc

− Peso: 12 lbs

4.6 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACIÓN Y CORRIDA DE

EQUIPOS

Para evitar errores y garantizar el correcto funcionamiento de las válvulas de

subsuelo, los técnicos y operadores deben seguir el siguiente procedimiento:

119

− Inspeccionar todo el equipo en la locación; inspeccionar el equipo necesario

para la corrida del completamiento. Verificar su estado, buenas condiciones

para ser corrido.

− Tomar registro de las dimensiones de los equipos, diámetros externos e

internos, longitudes. Verificar que las dimensiones y el tipo de roscas de la

válvula de seguridad correspondan al tubing donde se va a acoplar.

− Verificar que el tamaño y perfiles de los equipos y partes de la completación

del pozo (camisa, bombas, motor y nipples) sean compatibles con las standing

valves.

− Verificar profundidades de los equipos de completacion.

− Verificar longitud de la línea de control, teniendo en cuenta, que es

recomendable dejar 5 pies de línea de control arriba del tubing hanger una vez

instalada para el manejo en superficie.

− Verificar funcionamiento de la bomba manual de prueba, línea de control,

manómetro y válvula con 3750 lppc durante 40 minutos (presión de trabajo

hasta 5000 lppc). Preparar acoples y conexiones de línea de control en

superficie.

Para los equipos de superficie no existe mayor inconveniente por la facilidad en la

instalación de los equipos.

4.7 FASES DE LA OPERACIÓN CONTROLADAS POR EL

SISTEMA DE SEGURIDAD

La producción de cada uno de los pozos del campo se maneja con independencia,

desde la salida en el yacimiento hasta la llegada al manifold. Cada pozo

constituye una fase de producción independiente, por tal motivo el sistema de

seguridad también controla cada fase independientemente.

Considerando la ubicación de los puntos de control y componentes del sistema de

seguridad, se estima los volúmenes de fluido controlado (petróleo inyectado y

petróleo producido) en cada tramo de los procesos de producción.

120

De la Ecuación 4.16, se tiene que para una línea de flujo cilíndrica el volumen es:

V = 0.0032 * ID2 * L � Ecuación 4.17

Donde: V = volumen en un tramo de la línea, bls

ID = diámetro interno de la línea, pulgadas

L = longitud del tramo, m

El volumen de crudo que se puede controlar en las líneas de flujo del campo es:

Volumen en las Líneas de Producción = 1245.44 bls

Volumen en las Líneas Principales de Inyección = 2385.05 bls

Volumen en las Líneas Secundarias de Inyección = 411.80 bls

Evaluando todas las variables y componentes del sistema de seguridad, se

analiza como se controla el proceso de producción para cada estación de los

campos.

4.7.1 CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN CUYABENO

La producción del campo que corresponde a la Estación Cuyabeno, se controla

con 20 fases de producción correspondiente a los 20 pozos productores del

campo.

Cada fase de producción es independiente, por lo que la implementación del

sistema de seguridad puede realizarce manera selectiva sin alterar el desempeño

del resto de fases de producción.

La Tabla 4.11 presenta una identificación de cada una de las fases de producción

de los pozos de Cuyabeno, con el detalle de los equipos que se van a instalar, los

tramos controlados con el sistema de seguridad, el volumen controlado (tanto de

producción como de inyección) y los puntos de control operativo que intervienen

en cada fase.

121

Tabla 4.11: Sistema de seguridad en cada fase de producción de la Estación Cuyabeno.

FASE DE PRODUCCIÓN 1

Pozo: CUY-14

Equipo de seguridad:

Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2016 pies, controlada con presión de apertura de 2170 lppc, presión de cierre de 1510 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 615.7 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y a accionado fuera de un rango de presiones entre 10 y 750 lppc.

Puntos de control: PC-15

Tramos controlados: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.

Volumen controlado: 65.15 bls


Pozo: CUY-23


Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2015 pies, controlada con presión de apertura de 2150 lppc, presión de cierre de 1550 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 615.7 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) estándar de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y con pilotos de alta-baja presión en un rango de presiones entre 10 y 750 lppc.


Tramo controlado: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.



Pozo: CUY-25


Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en el cabezal (actuador). Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc.





Pozo: CUY-09 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula Equipo de seguridad: estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” con acople de

122


2 �” a 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado tanto en el cabezal como en las válvulas de alta presión. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc para la línea de producción y con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión. Equipo de seguridad: Actuadores hidráulico Modelo J con pistón de 5” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 8” localizada en la lìnea de principal de inyección. Presión de control de 4065 lppc. Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado en válvula de alta presión de 6” ubicada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc.

Puntos de control: PC-18, PC-20, PC-27

Tramo controlado:

Tramo del Sistema Power Oil (antigua línea de inyección al pozo CUY-14) hacia el cabezal del pozo. Tramo desde la válvula de de seguridad en la línea principal de fluido motriz hasta la Estación Cuyabeno. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.

Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: Volumen de producción: 48.62 bls

La ubicación de los componentes del sistema de seguridad en los puntos de control PC-20 y PC-27 (Estación Cuyabeno) controlan los procesos de producción en las Fases 5, 7, 9 y 11 pertenecientes a la Estación Cuyabeno.


Pozo: CUY-21 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” con acople de 2 �” a 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en la válvula de retorno (casing). Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc.

Equipo de seguridad: Actuadores hidráulico Modelo J con pistón de 5” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 8” localizada en la lìnea de principal de inyección. Presión de control de 4065 lppc. Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado en válvula de alta presión de 6” ubicada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en las válvulas de alta presión. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.


Tramo controlado:

Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido matriz (tramo desde la válvula de seguridad en la línea principal hasta la Estación Cuyabeno) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.

Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: Volumen producción: 57.92 bls

123



Pozo: CUY-24D Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” sobre la línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla con pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 115 lppc y de 50 a 450 lppc.



Tramo controlado:

Tramo del Sistema Power Oil desde la línea de fluido motriz que abastece al pozo CUY-21 hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.



Pozo: CUY-08 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” sobre la línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla con pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 115 lppc y de 50 a 450 lppc.



Tramo controlado:

Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (desde la válvula de de seguridad hasta la Estación Cuyabeno) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.


124



Pozo: CUY-22


Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2005 pies, controlada con presión de apertura de 1980 lppc, presión de cierre de 1550 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 615.7 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) estándar de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y a accionado fuera de un rango de presiones entre 10 y 750 lppc.





Pozo: CUY-03 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” sobre la línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla con pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 110 lppc y de 50 a 450 lppc.



Tramo controlado:

Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (desde la válvula de de seguridad hasta la Estación Cuyabeno) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.



Pozo: CUY-11


Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc.

125


Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado tanto en el cabezal (actuador) como en la válvula de seguridad de alta presión de la estación. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc para la línea de producción y con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.


Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 4” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 2325 lppc.

Puntos de control: PC-25, PC-28

Tramo controlado:

Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula de de seguridad en la entrada al pozo CUY-16 hasta los cabezales de los pozos CUY-11 y CUY-16. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.

Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 17.96 bls Volumen producción: 10.51 bls

En esta fase de producción los puntos de control que intervienen controlan el sistema power oil para los tramos que van desde la Estación Cuyabeno hacio los cabezales de los pozos CUY-11 y CUY-16.


Pozo: CUY-15 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.



Tramo controlado:

Tramo del Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (tramo entre dos válvulas de de seguridad) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.



Pozo: CUY-16


Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de

126

Continuaciación de la Tabla 4.11.

baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.

Equipo de seguridad: Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 4” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 2325 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.


Tramo controlado:

Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula de de seguridad en la entrada al pozo CUY-16 hasta los cabezales de los pozos CUY-11 y CUY-16. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.





Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.


Tramo controlado:

Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula de de seguridad en la línea principal de fluido motriz (Estación Cuyabeno) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.


Los pozos hacia el sur de la Estación Cuyabeno, son abastecidos con fluido de inyección en 2 tramos principales hacia los pozos CUY-06 y CUY-10; y en 4 tramos secundarios hacia los pozos CUY-02, CUY-07, CUY-19 y CUY-20. Todos estos pozos tienen como referencia el punto de control PC-27.


Pozo: CUY-26


Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en el cabezal (actuador). Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc.




127



Pozo: CUY-02 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” hacia la línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.


Tramo controlado: Tramo del Sistema Power Oil desde la Estación Cuyabeno hasta el cabezal del pozo.





Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.


Tramo controlado: Sistema Power Oil desde la estación Cuyabeno hasta el cabezal del pozo.



Pozo: CUY-19 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (retorno del casing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.


Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Presión de control al actuador de 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.

128



Tramo controlado: Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula en la línea principal de fluido motriz de la Estación Cuyabeno hasta el cabezal del pozo.



Pozo: CUY-27


Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2026 pies, controlada con presión de apertura de 2000 lppc, presión de cierre de 1550 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 618.74 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) estándar de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y a accionado fuera de un rango de presiones entre 75 y 300 lppc.





Pozo: CUY-06 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (retorno del casing) de 2” hacia línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.





Pozo: CUY-10 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (retorno del casing) de 2” hacia línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.


Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc.

129


Equipo de seguridad: Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.





4.7.2 CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN SANSAHUARI

La producción e inyección de la estación Sansahuari está controlada por 10 fases

correspondientes a los pozos productores en operación.

La Tabla 4.12 presenta un detalle sobre el sistema de seguridad para las fases de

producción de la Estación Sansahuari.

Tabla 4.12: Sistema de seguridad en cada fase de producción de la Estación Sansahuari.


Pozo: SSH-06


Actuador hidráulico “Modelo C” de 3” de pistón montado sobre válvula de compuerta normalmente cerrada de 2” ubicada en el cabezal (válvula wing), hacia el tramo inicial de la línea de flujo de 2 �”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Dos actuadores hidráulicos “Modelo J” con 5” de pistón, montados sobre válvulas de compuerta de alta presión de 8” ubicadas en la línea principal de inyección de 8 �” (en los puntos de control) y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 4065 lppc.


Tramo controlado:

Tramo del Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (de la Estación Cuyabeno a la válvula de de seguridad en la línea principal de fluido motriz) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Sansahuari.


En esta fase de producción, el volumen de fluido motriz controlado corresponde a todos los tramos del sistema power oil entre los puntos de control PC-01 y PC-07; a los que corresponde, un tramo de la línea principal de inyección hacia la Estación Sansahuari y varios tramos secundarios hacia los cabezales de los pozos SSH-02, SSH-04, SSH-06 y SSH-07.

130



Pozo: SSH-04 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula wing del cabezal, tipo compuerta de 2” ubicada, conectada a la ínea de flujo con acople de 2 �” a 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador.

Equipo de seguridad: Dos actuadores hidráulicos “Modelo J” con 5” de pistón, montados sobre válvulas de compuerta de alta presión de 8” ubicadas en la línea principal de inyección de 8 �” (en los puntos de control) y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 4065 lppc.


Tramo controlado:




Pozo: SSH-07 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula wing del cabezal, tipo compuerta de 2” ubicada, conectada a la ínea de flujo con acople de 2 �” a 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador.

Equipo de seguridad: Dos actuadores hidráulicos “Modelo J” con 5” de pistón, montados sobre válvulas de compuerta de alta presión de 8” ubicadas en la línea principal de inyección de 8 �” (en los puntos de control) y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 4065 lppc.


Tramo controlado:




Pozo: SSH-02

Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en la línea de retorno (casing), conectada a la ínea de flujo de 4 ½”.

131


Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador.

Equipo de seguridad: Dos actuadores hidráulicos “Modelo J” con 5” de pistón, montados sobre válvulas de compuerta de alta presión de 8” ubicadas en la línea principal de inyección de 8 �” y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 4065 lppc.


Tramo controlado:

Tramo del Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (tramo entre dos válvulas de seguridad en la línea principal de fluido motriz y la válvula a la entrada del pozo SSH-05) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Sansahuari.



Pozo: SSH-05 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en la línea de retorno (casing), conectada a la ínea de flujo de 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.


Tramo controlado:

Tramo del Sistema Power Oil correspondiente a la línea de inyección de este pozo (Desde la válvula de seguridad a la entrada del tramo hasta los cabezales de los pozos SSH-05, SSH-08, SSH-09, SSH-10 y SSH-11).


El volumen de fluido motriz que se controla en esta fase de producción corresponde a todos los tramos controlados del sistema power oil a partir del punto de control PC-07 hacia los cabezales de los pozos SSH-05, SSH-08, SSH-09, SSH-10 y SSH-11; ya que todos estos pozos son abastecidos desde la línea principal de inyección.


Pozo: SSH-11 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en la línea de retorno (válvula wing), conectada a la ínea de flujo de 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador.


Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre

132



válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.


Tramo controlado:




Pozo: SSH-08 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en la línea de retorno (casing), conectada a la ínea de flujo de 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.


Tramo controlado:




Pozo: SSH-10 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en el cabezal (retorno por casing), conectada a la ínea de flujo con acople de 2 �” a 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.


Tramo controlado:


133


Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 43.88 bls Volumen producción: 71 bls


Pozo: SSH-09 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en el cabezal (retorno por casing), conectada a la ínea de flujo con acople de 2 �” a 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.


Tramo controlado:




Pozo: SSH-12D


Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2015 pies, controlada con presión de apertura de 2150 lppc, presión de cierre de 1530 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 618.74 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) estándar de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y a accionado con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.


Tramo controlado: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Sansahuari.


Elaborado por: Eduardo García

4.7.3 CONTROL DE LA INYECCIÓN DEL SISTEMA POWER OIL

El Sistema Power Oil del campo se encuentra controlado en sus tramos

secundarios, para que los puntos de control queden distribuidos, de tal forma, que

no alteren todas las fases de producción del campo.

134

El mapa del Sistema Power Oil con las la ubicación de las válvulas que controlan

la línea matriz se muestra en la Figura 4.2.

Figura 4.2: Control de la Línea Principal del Sistema Power Oil del campo Cuyabeno – Sansahuari.

Fuente: Departamento de Inspección Técnica, Petrproducción. Modificado por: Eduardo García.

��

� ��

CUY - 24D

135

El modelamiento de los puntos de control en los tramos del Sistema Power Oil se

muestra en la Figura 4.3.

Figura 4.3: Modelamiento de tramos controlados del Sistema Power Oil para el campo Cuyabeno – Sansahuari.


2

3

4

5

8

10

9

11

13

12

20

19

18

21

22

24

1

26

27

28 29

25

30

37

33

32 36

34

6

7

14

35

16

17

23

29

31

ESTACIÓNSANSAHUARI

ESTACIÓNCUYABENO

PUNTOS DE CONTROL

PC-01: EST. SSH. PC-02: SSH-06 PC-03: SSH-04 PC-04: SSH-07 PC-05: SSH-02 PC-06: VÁLVULA PC-07: Válvula PC-08: SSH-05 PC-09: SSH-11 PC-10: SSH-08 PC-11: SSH-10 PC-12: VÁLVULA PC-13: SSH-09 PC-14: SSH-12D PC-15: CUY-14 PC-16: CUY-23 PC-17: CUY-25 PC-18: CUY-09 PC-19: CUY-21 PC-20: VÁLVULA PC-21: CUY-24D PC-22: CUY-08 PC-23: CUY-22 PC-24: CUY-03 PC-25: CUY-11 PC-26: CUY-15 PC-27: EST. CUY. PC-28: EST. CUY. PC-29: CUY-16 PC-30: CUY-20 PC-31: CUY-26 PC-32: CUY-02 PC-33: CUY-07 PC-34: CUY-19 PC-35: CUY-27 PC-36: CUY-06 PC-37: CUY-10

PUNTOS DE CONTROL

ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN

LÍNEAS SISTEMA POWER OIL

615

190

193

186

278

25

1981

747 908 138

1600

40

464 164

1200

110 1415

149

255

2630

487 885

320

1415

655 32

3121

2109

3628

136

CAPÍTULO 5

ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO

El análisis y evaluación del área de estudio nos permite establecer un criterio más

claro sobre el alcance del proyecto en relación a las necesidades del campo y a

los recursos que representan para Petroproducción dichas necesidades.

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO

La evaluación técnica del proyecto, debe clarificar ciertas dudas que se tenga

sobre la conveniencia del sistema y el cumplimiento de los objetivos para los

cuales fue diseñado.

5.1.1 EVALUACIÓN AMBIENTAL DEL ÁREA DE ESTUDIO

El campo Cuyabeno – Sansahuari desarrolla sus actividades con mayor influencia

sobre el medio ambiente, si lo comparamos con otros campos operados por

Petroproducción.

Esto se debe a la ubicación en una parte de la zona de amortiguamiento de la

zona intangible de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.

La riqueza biótica de la Reserva, la hace un área muy sensible a la operación y

explotación de campos petroleros, por lo que cualquier mecanismo que contribuya

a la preservación del ambiente en esta área, justifica su utilización.

5.1.2 EVALUACIÓN DEL ANÁLISIS DE RIEGOS

El análisis de riesgos desarrollado en área de estudio revela un nivel de riesgo

moderado – alto, en la ocurrencia de eventos contingentes y en el impacto

ambiental que producen. Este nivel de riesgo moderado está en el límite, por lo

137

que se podría considerar como alto; como es el caso específico de las líneas de

flujo que constituyen puntos de ocurrencia de alto riesgo de derrames.

El extenso historial de derrames que lleva Petroproducción y los resultados del

análisis de riesgos efectuado en el campo, constituyen factores importantes en la

toma de decisiones sobre proyectos para el mejoramiento del control, prevención

y respuesta a las contingencias que ocurren en todos los campos.

5.1.3 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD

El Sistema de Seguridad propuesto en el proyecto constituye un Sistema de

Manejo Operativo, ya que controla procesos bien identificados de la producción,

para reducir el impacto de un derrame en el momento de su ocurrencia.

Luego de analizar todos los componentes con los que se puede “armar” el

Sistema de Seguridad, se determinan y establecen las mejores opciones para los

requerimientos del campo.

El Sistema de Seguridad presentado utiliza en su mayor parte válvulas de

accionamiento hidráulico, esto se debe a las ventajas que presenta un sistema de

control hidráulico autocontendido en relación a los tradicionales sistemas

controlados con paneles hidráulicos – neumáticos.

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO

El aspecto económico es uno de los factores más importantes en la

implementación del sistema, ya que constituye una limitación o permisión para la

ejecución del proyecto.

Económicamente el proyecto constituye para la compañía operadora una

inversión que no es recuperable con la producción normal del campo. Este tipo de

inversión es favorable para la empresa considerando reducción de costos

generados por remediación ambiental en el campo.

138

5.2.1 COSTO DEL PROYECTO

El costo total de todo el Sistema de Seguridad está en función de dos parámetros:

el costo de los equipos y el costo de operación para la implementación.

Nota: Se debe considerar que los equipos requeridos para el Sistema de

Seguridad los provee la compañía Baker Oil Tools. Las políticas internas de esta

compañía de servicios, consideran la información económica interna (incluyendo

precios) como información confidencial, por tal motivo el presente proyecto

presenta costos estimados de gran aproximación a los reales.

5.2.1.1 Costo De Los Equipos39

El costo que representa individualmente cada componente de los equipos que

básicamente se requiere para implementar el Sistema de Seguridad se presenta

en la Tabla 5.1.

Tabla 5.1: Costo unitario estimado para los componentes del Sistema de Seguridad.

EQUIPO DESCRIPCIÓN COSTO (USD$)

Válvula de subsuelo Válvula de seguridad de subsuelo “SelectT” recuperable con tubería de 3 ½” x 2.81”

24000.00

Conexiones (fittings) Conectores tipo contratuerca de ¼” x �” (subsuelo)

47.86

Conexiones (fittings) Conectores de ¼” x �” (superficie) 72.00

Uniones Conectores para unir dos tramos de línea de control ¼” x �”

203.00

Línea de control Junta de 250’ de línea de control de ¼” x 0.152” de acero inoxidable 316

880.00

Sistema de control

Sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) para actuador con pistón de 3”, para válvula de 2” a 3” y pilotos con rango de de 10 a 450 lppc.

19500.00

Sistema de control

Sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) para actuador con pistón de 3”, para válvula de 4” y pilotos de con rango de 500 a 5000 lppc.

28000.00

Sistema de control

Sistema de control autocontenido de bomba doble (DPC) para actuador con pistón de 3”, para válvula de 2” a 3” y pilotos con rango de de 10 a 750 lppc.

21000.00

39

Referencialmente, los costos de los equipos que no se van a utilizar se presentan en el Anexo 5.1.

139



Válvula de seguridad Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” para válvula de 2” a 3”

10300.00

Válvula de seguridad Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” para válvula de 4” a 6”

14100.00

Válvula de seguridad Actuador hidráulico Modelo J con pistón de 5” para válvula de 8”

20000.00

Válvulas de superficie Válvula bridada de compuerta estándar de 2” a 3”

243.45

Válvulas de superficie Válvula bridada de compuerta de 4” estándar 296.07

Válvulas de superficie Válvula bridada de compuerta de 3” de alta presión

256.34


311.54


380.18


527.49

Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.

5.2.1.2 Costos Operativos

Los costos operativos constituyen inicialmente los que generen la instalación y la

implementación del sistema, posteriormente se puede hablar del mantenimiento o

reemplazo de equipos.

Los costos que generen la instalación e implementación de los equipos no se van

a incluir en el costo del sistema por varios motivos:

− Los costos de la mayoría de equipos incluyen recargos operativos.

− Los equipos de superficie son de fácil instalación y los procesos deben ser

detenidos por periodos muy cortos.

− La instalación de los equipos de fondo depende de cada pozo y puede ser

realizada en cualquier reacondicionamiento que requiera el pozo.

Los costos que genere el mantenimiento de los equipos tampoco será

considerado por las siguientes razones:

− Los equipos no requieren mantenimiento durante el período inicial de

operación (de 5 a 8 años), a excepción de las líneas de flujo que aunque

140

forman parte del sistema de seguridad no constituyen equipos a

implementarse, y su mantenimiento es idependiente de los componentes del

sistema.

− Posterior al periodo inicial de operación los equipos, el mantenimiento pasa a

ser parte del mantenimiento general de todas las facilidades del campo.

5.2.1.3 Costo Total Del Sistema40

El costo total del sistema de seguridad es igual a la suma de los costos en cada

uno de los puntos de control. Estos costos están en función del equipo a

instalarse en cada fase analizada en el Capítulo 4, de acuerdo con los costos

unitarios de los equipos presentados en la Tabla 5.1.

La suma de los costos en cada fase de producción de las Estaciones, no

constituye el costo total del sistema de seguridad, ya que existen puntos de

control que forman parte de varias fases de producción.

Considerando los costos anteriormente mencionados, se tiene:

Para Cuyabeno: Costo del Sistema de Seguridad = 876 553.60 USD

Para Sansahuari: Costo del Sistema de Seguridad = 525 272.99 USD

Costo Total del Sistema de Seguridad = 1 401 826.50 USD

El costo total del Sistema para cada campo está detallado en las Tablas A5.2 y

A5.3 del Anexo 5.2.

5.2.2 COSTOS DE REMEDIACIÓN AMBIENTAL

Al igual que la gran mayoría de compañías, Petroproducción maneja la

información sobre inversión y costos de remediación ambiental, como información

40

Los costos en cada Fase de Producción de los campos se presentan de forma detallada en el Anexo 5.2.

141

reservada y confidencial, por lo que es muy difícil presentar valores

completamente exactos.

5.2.2.1 Derrames Remediados

Por regulaciones del Ministerio de Ambiente y de la Dirección Nacional de

Hidrocarburos, Petroproducción presenta cada cierto período de tiempo, reportes

de gastos generados por eventos contigentes en sus campos, que son de

carácter público. En base a estos reportes se puede estimar con una buena

aproximación los perjuicios económicos que generan los derrames a

Petroproducción.

La Tabla 5.2 presenta una Lista Pública 41 con los perjuicios económicos

correspondientes al período desde mayo del 2002 hasta julio del 2006, a

excepción del año 2005, en el cual no se sacaron estas cifras con carácter público.

5.2.2.1.1 Estimación De Costos Para El Campo Cuyabeno – Sansahuari

Petroproducción no presenta costos detallados de cada uno de los derrames

ocurridos en todos sus campos, por tal razón se debe estimar los costos en base

a valores reales proporcionados para cada área del distrito.

Considerando el historial de derrames presentado en el Anexo 2.2, se puede

estimar un total de 45658 m2 como superficie contaminada; de la cual 40218 m2

(88.09%) han sido remediados y 5440 m2 (11.91%) aún están por remediar, para

un periodo de 3 años.

De la Tabla 5.2, se obtiene que para toda el Área Libertador se ha gastado casi

47 millones de dólares (46425429.52 USD) para remediar 2155840.04 m2 de área

contaminada por derrames de crudo, en un período de 3 años.

Gasto Anual (Área Libertador) = 46425429.52 / 2155840.04 = 21.54 USD/m2

41

La Lista Pública detallada para el periodo Mayo 2002 – Julio 2006 se presenta en el Anexo 5.3.

14

2

TOTAL

104319.84

10908659.87

656039.48

19966033.45

2060211.53

28173001.00

1007969.21

18004043.04

3828540.06

77051737.36

SHUSHUFINDI

6623.15

174161.35

64518.41

1976198.89

-

-

157985.53

2148520.82

229127.09

4298881.06

SACHA

52800.00

9416208.00

27815.55

552937.77

25026.54

546317.21

-

-

105642.09

10515462.98

LIBERTADOR

32096.69

1039645.52

391583.59

13549877.80

1060287.56

18298422.88

671872.20

13537483.32

2155840.04

46425429.52

LAGO AGRIO

-

-

9460.29

209939.22

58092.74

934819.29

-

-

67553.03

1144758.51

AUCA

12800.00

278645.00

162661.64

3677079.77

916804.69

8393441.62

178111.48

2318038.90

1270377.81

14667205.29

AREA ESTIMADA (m2)

COSTO (USD$)

AREA ESTIMADA (m2)

COSTO (USD$)

AREA ESTIMADA (m2)

COSTO (USD$)

AREA ESTIMADA (m2)

COSTO (USD$)

AREA ESTIMADA (m2)

COSTO (USD$)

Tabla 5.2: Costos por remediación ambiental, presentados por Petroproducción en Lista Pública para el periodo Mayo 2002 – Julio 2006.

2002

2003

2004

2006

TOTAL


143

Relacionando el área contaminada (40218 m2), el período de tiempo (3 años) y los

costos (21.54 USD/m2), del Área Libertador, se tiene que en remediación

anualmente se gasta aproximadamente en el campo Cuyabeno – Sansahuari:

Costo por Derrames Remediados = ( 40218 * 21.54 ) / 3= 288 765.24 USD

5.2.2.2 Derrames Por Remediar

Existen costos adicionales, que se generan por derrames que no se han

remediado. Estos costos pueden llegar a ser mucho mayores en comparación con

los causados por derrames ya contenidos, ya que el incremento de contaminación

aumenta con el paso del tiempo y las condiciones climáticas.

En los últimos 5 años, Petroproducción estima que el incremento de la

contaminación del área afectada por derrames pendientes (por remediar) es del

500%. Esto se debe a que la evaluación inicial es proporcionada por el supervisor

de campo en el momento que se identifica el siniestro, se considera el tiempo

transcurrido y las condiciones climáticas adversas. Además se debe ejecutar una

caracterización y el levantamiento planimétrico del área afectada para determinar

con exactitud las áreas y recursos afectados.

La Tabla 5.3 muestra una estimación de los perjuicios que representan los

derrames sin remediación para Petroproducción en los últimos 5 años.

5.2.2.2.1 Estimación De Costos Para El Campo Cuyabeno – Sansahuari

Al igual que los costos de derrames remediados, los derrames no remediados se

pueden estimar relacionando el área de estudio con una zona del distrito con

información conocida.

Para el Área Libertador, de la Tabla 5.3 se establece que el monto estimado para

remediar 250260 m2 de derrames faltantes es de 30806085.96 dólares, para un

periodo de 5 años.

144

Se puede establecer que se gasta anualmente para el Área Libertador:

Gasto Anual (Área Libertador) = 30806085.96 / 250260 = 123.1 USD/m2

Tabla 5.3: Valorización de derrames pendientes para el Distrio Amazónico, correspondientes al periodo 2002 – 2007.

Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción.

Para el campo Cuyabeno – Sansahuari se tiene que 5440 m2 están por remediar

en un periodo de 3 años. Anualmente el costo para el área contaminada faltante

será aproximadamente:

Costo por Derrames por Remediar = ( 123.1 * 5440 ) / 3 = 223 214.67 USD

5.2.3 RELACIÓN COSTO – BENEFICIO

La relación costo – beneficio se puede utilizar para evaluar proyectos, de forma

cuallitativa y cuantitativa.

5.2.3.1 Análisis Cuantitativo

Cuantitativamente, no se puede evaluar el proyecto, ya que la relación costo-

beneficio está dada en función de los ingresos y egresos, por la relación:

NÚMERO DE DERRAMES

PENDIENTES

ÁREA ESTIMADA

(m2)

INCREMENTO DE LA

CONTAMINACIÓN (m2)

MONTO ESTIMADO

SIN IVA (USD$)

12% IVA (USD$)

MONTO ESTIMADO CON IVA (USD$)

AUCA 101 211143.00 1055715.00 22075000.65 2649000.08 24724000.73

LAGO AGRIO 9 6570.00 32850.00 686893.50 82427.22 769320.72

LIBERTADOR 81 250260.00 1251300.00 26164683.00 3139761.96 30806085.96

SACHA 28 107482.54 537412.70 11237299.56 1348475.95 12585775.50

SHUSHUFINDI 23 43603.00 218015.00 4558693.65 547043.24 5105736.89

TOTAL 242 619058.54 3095292.70 64722570.36 7766708.45 73990919.80

145

RCB = Ingresos / Egresos � Ecuación 5.1

En donde los ingresos y los egresos deben ser calculados utilizando el Valor

Presente Neto (VPN) y una Tasa de Actualización para las cifras del proyecto.

El análisis cuantitativo es recomendable para seleccionar entre varias alternativas

de inversión.

5.2.3.2 Análisis Cualitativo

Al establecer cualitativamente la relación costo – beneficio, es importante

determinar que factores que constituyen los ingresos llamados "beneficios" y que

factores constituyen los egresos llamados "costos".

Para el proyecto, algunos de los factores que constituyen los Beneficios son:

− Disminucción del impacto ambiental, mediante la reducción anual de las áreas

contaminadas.

− Menores pérdidas económicas, mediante la reducción de costos anuales en

factores como remediación de contingencias, pago de daños y perjuicios a

terceros, volumen de crudo perdido, actividades operativas paralizadas.

− Inicio de un proyecto piloto, por medio del cual se puede evaluar y mejorar el

desempeño de las actividades operativas, y extender un mejoramiento hacia el

resto de campos de Petroproducción.

− Incentivar la política de cuidado y preservación de Medio Ambiente,

fortaleciendo la idea de “seguridad” y mejorando la crítica social sobre las

actividades hidrocarburíferas en el Distrito Amazónico.

Los Costos para el proyecto lo constituyen los siguientes factores:

− La inversión económica que constituye la implementación del sistema.

146

Si económicamente se comparan el costo de implementación del Sistema de

Seguridad con los costos generados por remediación ambiental, se tiene una

relación en salvamento del capital o ahorro de capital, como lo muestra la Tabla

5.4.

Tabla 5.4: Salvamento del capital relacionando a los costos del proyecto y costos por remediación.

Tiempo Costo anual del

sistema de seguridad ($USD)

Salvamento anual promedio por concepto de remediación

($USD)

Salvamento acumulado

($USD)

1 1401826.50 486380.91 486380.91 2 - 486380.91 972761.82 3 - 486380.91 1459142.73 4 - 486380.91 1945523.64 5 - 486380.91 2431904.55


La Tabla 5.4 muestra que durante el período inicial de operación (de 5 a 8 años)

de los componentes del sistema, la recuperación de los valores por concepto de

ahorro en costos de remediación, se da en el tercer año. Esto considerando un

valor de salvamento anual del 95% de los costos anuales promedios por

remediación.

Nota: Los valores de salvamento del capital en cada año del período inicial de

operación del Sistema de Seguridad, no consideran una tasa de actualización del

capital. Esto se debe a que los valores correspondientes a los costos por

remediación fueron determinados a partir de datos estadísticos promedios y no a

partir de valores específicos.

147

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

− La Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, posee una riqueza biótica de

incalculable valor; la cual se ha visto afectada a lo largo de los años por la

explotación de campos petroleros ubicados en zonas muy cercanas.

Obligando al confinamiento de los espacios naturales, crecimiento de las áreas

de amortiguamiento, disminución de la selva virgen y a la extinción de varios

especies faunísticas únicas.

− Los sistemas hídricos que cruzan el área de estudio son de gran influencia

para comunidades y grupo propios de la región. Motivo por el cual, cualquier

evento contingente que ocurre constituye un desastre para la región.

− En el campo Cuyabeno – Sansahuari, el riesgo de ocurrencia de derrames

presenta un nivel moderado, con una probabilidad de ocurrencia del 44% y un

alto nivel de incidencia sobre el área afectada.

− La selección apropiada de los componentes que conforman los Sistemas de

Seguridad, básicamente dependen de tres factores: ambiente y logística en el

que se desarrolla la operación; características de las facilidades y equipos en

los que son incorporados; y, variables que intervienen en la operación de un

campo.

− Los componentes de los Sistemas de Seguridad son completamente

compatibles con todo tipo de facilidades y sistemas de control, incluyendo

equipos de control automatizado.

148

− La utilización de sistemas de control autocontenidos, en comparación a los

paneles hidráulicos/neumáticos, constituyen una solución práctica y eficiente a

limitaciones económicas, logísiticas y operativas.

− La implementación de un Sistema de Seguridad puede realizarce de manera

independiente de otros sistemas o procesos ya existentes.

− El Sistema de Seguridad a implementarse en el campo puede controlar un

volumen considerable de petróleo que representa un peligro potencial al

momento de un derrame. Aproximadamente se controlan 1245 bls en las

líneas de producción, 411 bls en las líneas secundarias de inyección y 2385

bls en la línea matriz de inyección.

− La implementación de un Sistema de Seguridad en el campo Cuyabeno –

Sansahuari constituye un costo aproximado de 1.4 millones de dólares. Este

valor puede aumentar o disminuir dependiendo de la capacidad de inversión

que tenga Petroproducción a proyectos de mejoramiento operativo.

− Anualmente los eventos contigentes, específicamente los derrames; le cuestan

a Petroproducción aproximadamente 0.51 millones de dólares para el campo

Cuyabeno – Sansahuari y 151 millones de dólares para todos los campos del

Distrito Oriente en los que opera.

− La recuperación de valores gracias al salvamento del capital por gastos de

remediación puede ser aumentar o disminuir, dependiendo número de fases

de producción controladas con un Sistema de Seguridad.

6.2 RECOMENDACIONES

− Cuando se utiliza válvulas de seguridad de fondo en pozos con bombeo

eléctrico sumergible es recomendable utilizar válvulas recuperables con

tubería, ya que brindar mayor seguridad comparadas con las insertables

(wireline).

149

− Es recomendable montar los actuadores en las válvulas con los dispositivos de

desconexión rápida, para garantizar el aislamiento entre el bonete de la

válvula y el actuador; además para facilitar el mantenimiento.

− Se recomienda utilizar válvulas de compuerta de menor diámetro nominal al de

la línea para garantizar el cierre completo del flujo.

− Extender estudios y análisis de riesgos en el resto de los campos operados

por Petroproducción para establecer los campos en los cuales podrá existir un

mayor alcance del proyecto piloto.

− Se recomienda realizar un análisis de riesgos de derrames en líneas de

transferencia del campo (6 �” y 8 �”) para determinar parámetros aplicables

de los Sistemas de Seguridad.

− Se recomienda el cambio de los tramos de tubería que se encuentran

operando en el límite de su tolerancia para reducir la probabilidad de

ocurrencia de derrames por amenaza de corrosión.

150

BIBLIOGRAFÍA

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Interamericana Editores S.A.; México D.F., México, 2003.

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BAKER OIL TOOLS; “Tech Facts Engineering Handbook: Technical Information

for Completions, Workovers, and Fishing”; Houston, USA, March, 2006.

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Producción en los Campos Cuyabeno y Sansahuari"; Quito, Ecuador, Julio, 2001.

CODESO, Corporación para el Desarrollo Sostenible.

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Hidrocarburífera (Caso Reserva de Producción Faunística Cuyabeno)"; Quito,

Ecuador.

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Contingencias para las Actividades Hidrocarburíferas en el Área Sacha”; Quito,

Ecuador, Octubre, 2004.

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Servicios Educativos; Baker Oil Tools; Maracaibo, Venezuela, 1998.

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Vivienda”; Resultados Finales; Quito, Ecuador, 2005.

151

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Contingencias para las Actividades Hidrocarburíferas en el Área Libertador”; Quito,

Ecuador, Octubre, 2004.

LEIVA M. Edison G.; “Análisis de Riesgos en el Campo Sansahuari, para

Determinar Puntos de Control de Derrames”; Quito, Ecuador, Marzo, 2000.

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Manejo de Amenazas Naturales para Reducir los Daños”; Departamento de

Desarrollo Regional y Medio Ambiente; Sitio Web Oficial; Washington DC, USA,

1991.

PETROPRODUCCIÓN; “Archivo Técnico”; Subgerencia de Exploración y

Desarrollo, Quito, Ecuador.

PETROPRODUCCIÓN; “Archivo Técnico”; Subgerencia de Operaciones, Quito,

Ecuador.

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de los Campos de Producción y Desarrollo Víctor Hugo Ruales, Sansahuari y

Cuyabeno”; Vericonsulting; Ecuador, Marzo – Abril, 2005.

RIVADENEIRA Marco V., BABY Patrice; "Estudio Tectónico, Etapas de

Deformación y Características Geológicas de los Principales Campos de

Petroproducción"; Petroproducción - IRD (Ex Orstom); Quito, Ecuador, Abril, 1999.

UCODEP, Unión y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos; “Sistema de

Evaluación y Monitoreo de la Biodiversidad de la Reserva de Producción

Fuanística Cuyabeno”; Quito, Ecuador, 2004.

152

ANEXOS

15

3

ANEXO 1.1: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1979)

Figura A1.1: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el Acuerdo Ministerial 322 del 26 de julio de 1979.

Fuente: Ministerio del Ambiente – Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP.

15

4

ANEXO 1.2: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1991)

Figura A1.2: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el Acuerdo Ministerial 328 del 3 de julio de 1991.


15

5ANEXO 1.3: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1994)

Figura A1.3: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el Registro Oficial 472 del 29 de junio de 1994.


15

6ANEXO 1.4: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1999)

Figura A1.4: Mapa de la Zona Intangible de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el Decreto Presidencial 551 de enero de 1999.


15

7

ANEXO 1.5: DISTRIBUCIÓN DE BOSQUES DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN

FAUNÍSTICA CUYABENO (1999)

Figura A1.5: Mapa de la distribución de los bosques en la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.


158

ANEXO 1.6: BIODIVERSIDAD VEGETAL DE LA RESERVA DE

PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO

Tabla A1.1: Biodiversidad de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno según el tipo de bosque.

ESPECIES NATURALES BOSQUE

NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO Palma Canangucha Mauritia Flexuosa

Palma Real Scheelea Sp. Palmito de Asaí Euterpe Precatoria

Aretillo, Arepito, Parapari Macrolobium Acaciifolium Bactris

Moretal

- Astrocaryum

Guarango de Agua Guarango de Tierra

Macrolobium

Guabo Cedro Canelo Amarillo

Maní de Árbol Bola de Cañón

Igapó

Guarumo

-

Calathea Costus

Heliconia Echinochloa Polystachya

Calycophyllum Spruceanum Bactris Sp.

Gynerium Sagittatum Capparis Guaguaensis

Piper Sp. Cecropia Sp.

Ceiba Pentandra Samauma Picus Sp.

Hura Crepitans

Várcea -

Maquira Coriacea Moraceae Fabaceae

Annonaceae Árbol Grande

Sapotaceae Palmas Arecaceae

Bignonaceae Fabaceae Olacaceae

Menispermaceae Lianas

Sapindaceae Rubiaceae

Melastomataceae

Bosques de Tierras Altas

Arbustos Menispermaceae

Fuente: Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP. Elaborado por: Eduardo García.

159

ANEXO 1.7: BIODIVERSIDAD FAUNÍSTICA DE LA RESERVA DE

PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO

Tabla A1.2: Principales especies animales de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.

ESPECIES NATURALES TIPO DE ANIMAL

NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO

HydrochoEridae Sciuridae Muridae

Roedores

Echimyidae Procyonidae

Canidae Nutria Mustelidae

Lobo de Río Pteronura Brasiliensis Nutria Neotropical Lontra Longicaudis

- Felidae Ocelote Leopardus Pardales Jaguar Panthera Onca Puma Puma Concolor

Yaguarindi Herpailurus Yagouaroundi Borricón Leopardus Wiedii Tigrillo Leopardus Tigrinus

Cérvidos Mazama Sp. Tayasúidos Tayassu Sp.

Tapir Tapirus Terrestris Zarigüeyad Didelphidae

Noctilioniade Emballonuridae Phyllostomidae

Murciélago

Thyropteridae Cebidae Atelidae

Pitheciidae Primate

Nyctipithecidae Oso Hormiguero Myrmecophaga Tridáctila

Serafín Cyclopes Didactylus Dasypus Novemcinctus

Armadillo Priodontes Maximus

Perezoso Barypus Variegatus Sotalia Fluviatilis

Delfín de Río Inia Geoffrensis

Mamíferos

Manatí Trichechus Inunguis Anguila Eléctrica

Boa de Agua y Tierra Caimán de Anteojos

Culebra Equis Ranita de Vidrio

Vieja del Río Varina Lagarto

Tortuga de Tierra y Agua

- Reptiles Y Anfibios

Sapo Gigante Bufo Gattatus

160

Continuación de la Tabla A1.2.

ESPECIES NATURALES TIPO DE ANIMAL

NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO

Reptiles Y Anfibios Ranas Dendrobatidae Accipitridae Alcedinidae Apodidae Ardeidae

Bucconidae Caprimulgidae

Cathartidae Coerebidae Columbidae Cotingidae Cracidae Cracidae Cuculidae

Dendrocolaptidae Falconidae

Formicariidae Furnariidae Galbulidae

Hirundinidae Icteridae

Momotidae Opistocomidae

Picidae Pipridae

Psittacidae Ramphastidae

Strigidae Sylviidae

Thraupidae Tinamidae Trochilidae Troglotydae

Aves -

Tyrannidae Arapaima Gigas

Potamotrygon Hystrix Potamotrygon Motoro Rhaphiodon Vulpinus Hoplias Malabaricus

Brycon Coxeyi Tetragonopterus Sp.

Serrasalmus Sp. Colossoma Macropomum

Myleus Sp. Mylossoma Aureum

Prochilodus Nigricans Leporinus Sp. Ancistrus Sp.

Electrophorus Electricus

Peces -

Brachyplatysoma Filamentosum

Fuente: Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP. Elaborado por: Eduardo García.

16

1

ANEXO 1.8: GRUPOS HUMANOS DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA

CUYABENO

Figura A1.6: Mapa zonificado según el Convenio para la Conservación y Manejo Ecológico de un Sector de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.


162

ANEXO 1.9: UBICACIÓN DE POZOS DENTRO DEL CAMPO

CUYABENO – SANSAHUARI

��

UBICACIÓN DE POZOS

Fuente: Departamento de Cartografía y Mapeo, Petroproducción.

16

3

AN

EX

O 1.10: P

RE

SION

ES Y

VO

LÚ

ME

NE

S EN

LA

S L

ÍNE

AS D

E

FL

UJO

DE

L C

AM

PO

CU

YA

BE

NO

– SAN

SAH

UA

RI

FECHA DE MEDICIÓN

12/08/2007

06/08/2007

20/08/2007

13/08/2007

16/08/2007

18/08/2007

21/08/2007

24/08/2007

29/08/2007

14/08/2007

09/08/2007

09/08/2007

16/08/2007

10/08/2007

22/08/2007

02/08/2007

14/08/2007

17/08/2007

17/08/2007

11/08/2007

01/08/2007

06/08/2007

05/04/2007

13/08/2007

22/08/2007

12/08/2007

06/08/2007

07/08/2007

02/08/2007

15/08/2007

° API

23.2

27.7

27.7

27.5

27.2

27.7

27.7

28.5

-

30.2

26.2

27.7

26.4

27.0

-

-

26.3

-

-

-

27.7

27.7

27.7

27.7

27.7

27.7

27.7

27.6

27.4

-

BSW

0.2

0.3

0.2

0.2

0.2

0.2

0.3

0.4

-

0.3

0.3

0.3

0.2

0.4

-

-

0.4

-

-

-

0.6

0.5

0.7

0.6

0.5

1.0

0.2

0.4

0.2

-

INYECCIÓN (bls/día)

BFPD

1140

1510

1100

1000

1160

1120

1290

920

-

1500

740

1100

1450

940

-

-

1400

-

-

-

1100

820

970

1250

900

750

1320

1010

1400

-

° API

23.2

28.2

27.9

27.7

27.2

27.6

27.2

29.1

19.0

30.2

26.3

27.6

26.6

26.8

27.8

27.6

26.2

23.3

22.3

27.0

28.2

28.0

35.2

27.3

27.1

27.3

27.5

26.5

25.4

28.3

BSW

89.9

77.6

63.1

76.5

72.3

68.1

85.7

89.7

66.0

58.2

73.0

64.0

67.8

54.0

56.0

80.0

68.6

74.0

84.0

70.0

66.8

41.3

99.0

71.5

88.1

71.9

81.7

71.9

92.1

55.0

BAPD

1338

1114

549

791

1376

529

961

1654

1490

801

373

542

407

293

1060

3166

1181

1541

885

1564

401

309

291

337

1031

470

690

513

1527

897

BPPD

150

322

321

243

527

248

160

190

768

576

138

305

194

249

833

791

541

541

168

670

200

440

3

134

139

183

154

200

131

734

PRODUCCIÓN (bls/día)

BFPD

1488

1436

870

1034

1903

777

1121

1844

2258

1377

511

847

601

542

1893

3957

1722

2082

1052

2234

601

749

294

471

1170

653

844

713

1658

1631

PSEP

27

27

27

27

27

27

27

27

32

27

27

27

27

27

34

27

27

27

27

22

22

22

22

22

22

22

22

22

22

22

PMNF

34

34

34

34

34

34

34

34

40

34

34

34

34

34

44

34

34

34

34

34

30

30

30

30

30

30

38

30

30

28

PCSG

120

100

140

80

120

140

200

80

-

50

80

80

50

170

-

-

250

-

-

-

100

130

110

60

150

260

200

130

170

-

PTBG

3500

3650

3650

3700

3650

3600

3600

3600

280

3500

1700

3700

3600

3200

110

300

3600

200

100

150

3700

1150

3650

3700

3700

3650

3600

3500

3550

280

PRESIONES (lppc)

PDES

3750

3750

3750

3750

3750

3750

3750

3750

-

3750

3750

3750

3750

3750

-

-

3750

-

-

-

3750

3750

3750

3750

3750

3750

3750

3750

3750

3750

Tabla A1.3: Presiones y volúmenes de las líneas de flujo del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 30 de agosto del 2007.

POZO

CUY-02

CUY-03

CUY-06

CUY-07

CUY-08

CUY-09

CUY-10

CUY-11

CUY-14

CUY-15

CUY-16

CUY-19

CUY-20

CUY-21

CUY-22

CUY-23

CUY-24D

CUY-25

CUY-26

CUY-27

SSH-02

SSH-04

SSH-05

SSH-06

SSH-07

SSH-08

SSH-09

SSH-10

SSH-11

SSH-12D

Fuente: Ingeniería de Producción, Petroproducción. Modificado por: Eduardo García.

164

ANEXO 1.11: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE

PRODUCCIÓN DEL CAMPO CUYABENO – SANSAHUARI

Tabla A1.4: Estado de las líneas de flujo (a diciembre del 2006).

ESPESOR (pulg) INICIO (CABEZAL)

DESTINO (MANIFOLD)

DIÁMETRO (pulg) NOMINAL MÍNIMO LÍMITE

LONGITUD (m)

CUY-02 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.147 0.093 2116CUY-03 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.142 0.093 1290CUY-06 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.120 0.093 2492CUY-07 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.151 0.093 1466CUY-08 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.136 0.093 2527CUY-09 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.120 0.093 3774CUY-10 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.114 0.093 2813CUY-11 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.158 0.093 816 CUY-14 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.095 0.093 5057CUY-15 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.141 0.093 627 CUY-16 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.148 0.093 1469CUY-19 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.147 0.093 1433CUY-20 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.123 0.093 591 CUY-21 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.000 0.093 4496CUY-22 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.178 0.093 1273CUY-23 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.118 0.093 4653

CUY-24D Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.190 0.093 4475 CUY-25 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.172 0.093 4725CUY-26 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.194 0.093 2049CUY-27 Estación Cuyabeno 6 � 0.237 0.186 0.093 2767 SSH-02 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.134 0.093 3687 SSH-04 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.155 0.093 1912 SSH-05 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.113 0.093 4175 SSH-06 Estación Sansahuari 4 ½ - 0.168 0.093 574 SSH-07 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.157 0.093 2303 SSH-08 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.000 0.093 4665 SSH-09 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.075 0.093 5530 SSH-10 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.072 0.093 5511 SSH-11 Estación Sansahuari 4 ½ - 0.174 0.093 5784

SSH-12D Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.192 0.093 5532

Fuente: Departamento de Inspección Técnica, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.

Tabla A1.5: Inspección técnica de las líneas de fluo del campo Cuyabeno – Sansahuari.

LONGITUD POR

RETIRAR POZO

LONGITUD INSPECCIONADA

(m) (m) (%)

ÚLTIMA INSPECCIÓN

OBSERVACIONES

CUY-02 693 0 0.0% Dic-06 Ok, dar mantenimiento.

CUY-03 415 72 5.6% Nov-06 Cambiar 4 tubos tramo 9 y 2 tubos tramo 27. Dar mantenimiento.

165


LONGITUD POR

RETIRAR POZO


(m) (m) (%)

ÚLTIMA INSPECCIÓN

OBSERVACIONES

CUY-06 797 96 3.9% Nov-06 Cambiar 2 tubos en tramos 39 y 6 tubos en tramo 54. Dar mantenimiento.

CUY-07 465 0 0.0% Nov-06 Ok. Dar mantenimiento.

CUY-08 701 96 3.8% Nov-06

Cambiar 2 tubos en tramos 8 y 5 tubos en tramo 41 y un tubo en tramo 50. Dar mantenimiento.

CUY-09 987 72 1.9% Dic-06 Cambiar un tubo en tramos 24, 46, 60, 68 y 79. Dar mantenimiento.

CUY-10 832 96 3.4% Nov-06

Cambiar un tubo en tramos 10, 50 y 53, tramo 38 (2 tubos) y tramo 41 (3 tubos). Dar mantenimiento.

CUY-11 249 0 0.0% Nov-06 Ok. Levantar tubería tramos 4, 5 y 7.

CUY-14 1334 84 1.7% Nov-06 Cambiar un tubo en tramos 7, 17, 39, 46, 100 y tramo 59 (2 tubos). Dar mantenimiento.

CUY-15 191 36 5.7% Nov-06 Cambiar un tubo en tramo 9 y en tramo 14 (2 tubos). Dar mantenimiento.

CUY-16 468 0 0.0% Nov-06 Dar mantenimiento.

CUY-17 666 96 3.9% Nov-06 Cambiar un tubo en tramos 11, 13 y tramo 17 (6 tubos), dar mantenimiento.


CUY-20 228 12 2.0% Dic-06 Cambiar un tubo en tramo 13. Alzar tubería. Dar mantenimiento.

CUY-21 1121 72 1.6% Nov-06 Cambiar un tubo en tramos 34, 70, 76, 88 y tramo 91 (2 tubos). Dar mantenimiento.

CUY-22 317 0 0.0% Nov-06 Dar mantenimiento

CUY-23 1229 36 0.8% Nov-06 Cambiar tubería en tramo 1 y tramo 95 (2 tubos). Desbrozar maleza.

CUY-24D 1025 0 0.0% Nov-06 Ok. CUY-25 1125 0 0.0% Nov-06 Ok. CUY-26 453 0 0.0% Nov-06 Ok. CUY-27 650 36 1.3% Nov-06 Ok.

SSH-02 993 108 2.9% Oct-06 Cambiar un tubo en tramos 16, 17, 27, 47, 53, 54, 71 y 2 tubos en tramo 21.

SSH-04 604 0 0.0% Oct-06 Dar mantenimiento.

SSH-05 1087 60 1.4% Oct-06 Cambiar un tubo en tramos 8, 20, 40 y 2 tubos tramo 50.

SSH-06 217 0 0.0% Oct-06 Dar mantenimiento. SSH-07 731 12 0.5% Oct-06 Dar mantenimiento.

166


LONGITUD POR

RETIRAR POZO


(m) (m) (%)

ÚLTIMA INSPECCIÓN

OBSERVACIONES

SSH-08 1199 1080 23.2% Oct-06

Cambiar un tubo en tramos 12, 17, 20, 70, 75 y 2 tubos en tramos 34 y 39. Tubería con corrosión interna.

SSH-09 1400 144 2.6% Oct-06 Cambiar un tubo en tramos 3, 12, 16, 71, 2 en tubos tramo 96 y 6 tubos tramo 52.

SSH-10 1488 168 3.0% Oct-06 Cambiar un tubo en tramo 42, 2 tubos en tramos 22, 72 y 9 tubos en tramo 29.

SSH-11 1418 0 0.0% Oct-06 Ok, dar mantenimiento. SSH-12D 1037 0 0.0% Oct-06 Ok, dar mantenimiento.


167

ANEXO 1.12: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE

INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ DEL CAMPO CUYABENO –

SANSAHUARI

Tabla A1.6: Estado de las líneas de inyección del Sistema Power Oil del campo Cuyabeno – Sansahuari (a diciembre del 2006).

ESPESOR (pulg) INICIO DESTINO

(CABEZAL) DIÁMETRO

(pulg) NOMINAL MÍNIMO LÍMITE

LONGITUD (m)

Línea Power Oil CUY-06 CUY-02 2 � 0.436 0.212 0.130 28 Línea Power Oil CUY-07 CUY-02 3 ½ 0.438 0.255 0.140 459

Estación Cuyabeno CUY-03 2 � 0.436 0.418 0.137 20 Estación Cuyabeno CUY-03 3 ½ 0.300 0.256 0.202 144 Estación Cuyabeno CUY-06 2 � 0.436 0.411 0.177 24 Estación Cuyabeno CUY-06 3 ½ 0.438 0.385 0.260 94 Estación Cuyabeno CUY-06 4 ½ 0.531 0.357 0.335 1515 Estación Cuyabeno CUY-06 6 � 0.718 0.628 0.493 767


Línea Matriz CUY-08 2 � 0.436 0.412 0.136 16 Línea Matriz CUY-08 3 ½ - 0.234 0.200 448


Bomba Power Oil CUY-06 CUY-10 2 � - 0.200 0.141 37 Bomba Power Oil CUY-06 CUY-10 3 ½ - 0.205 0.190 1378 Bomba Power Oil CUY-06 CUY-10 4 ½ - 0.376 0.268 619 Bomba Power Oil CUY-06 CUY-10 6 � - 0.330 0.360 36 Línea Power Oil CUY-16 CUY-11 2 � 0.436 0.321 0.118 15 Línea Power Oil CUY-16 CUY-11 3 ½ 0.438 0.398 0.174 134 Línea Matriz Cuyabeno -

Sansahuari CUY-14 3 ½ 0.300 0.185 0.159 1890

Estación Cuyabeno CUY-15 2 � 0.436 0.400 0.147 15 Estación Cuyabeno CUY-15 3 ½ 0.300 0.255 0.217 95 Estación Cuyabeno CUY-16 2 � 0.500 0.406 0.143 25 Estación Cuyabeno CUY-16 3 ½ 0.300 0.258 0.190 12 Estación Cuyabeno CUY-16 4 ½ 0.436 0.382 0.272 1378 Estación Cuyabeno CUY-17 2 � 0.436 0.432 0.118 10 Estación Cuyabeno CUY-17 3 ½ 0.300 0.258 0.145 287

Bomba Power Oil CUY-06 CUY-19 2 � 0.436 0.436 0.141 35 Bomba Power Oil CUY-06 CUY-19 3 ½ 0.438 0.438 0.208 285 Línea Power Oil CUY-06 CUY-20 2 � 0.436 0.361 0.118 18 Línea Power Oil CUY-06 CUY-20 3 ½ 0.438 0.396 0.143 237 Línea Power Oil CUY-16 CUY-22 4 ½ 0.438 0.263 0.267 866 Entrada al pozo CUY-21 CUY-24D 2 � 0.436 0.322 0.137 40 Línea Matriz Cuyabeno -

Sansahuari Estación

Sansahuari 6 � - 0.608 0.416 3512

Línea Matriz Cuyabeno - Sansahuari

Estación Sansahuari

8 � - 0.816 0.542 7903

168


ESPESOR (pulg) INICIO DESTINO

(CABEZAL) DIÁMETRO

(pulg) NOMINAL MÍNIMO LÍMITE

LONGITUD (m)

Línea Matriz Sansahuari SSH-02 2 � 0.300 0.175 0.114 24 Línea Matriz Sansahuari SSH-02 3 ½ 0.343 0.235 0.132 591

Estación Sansahuari SSH-04 2 � 0.436 0.409 0.118 19 Estación Sansahuari SSH-04 3 ½ 0.300 0.197 0.174 174

T al SSH-10 SSH-05 2 � 0.436 0.416 0.098 12 T al SSH-10 SSH-05 3 ½ 0.300 0.000 0.145 266

Línea Matriz Sansahuari Válvula SSH-06

2 � 0.436 0.240 0.149 13

Línea Matriz Sansahuari Válvula SSH-06

3 ½ 0.300 0.406 0.220 177

Línea Matriz Sansahuari SSH-07 2 � 0.436 0.378 0.098 17 Línea Matriz Sansahuari SSH-07 3 ½ 0.300 0.199 0.145 169 Línea Matriz Sansahuari SSH-08 2 � 0.436 0.387 0.106 12 Línea Matriz Sansahuari SSH-08 3 ½ 0.438 0.395 0.156 13


Línea Matriz Sansahuari SSH-10 2 � 0.436 0.402 0.118 14 Línea Matriz Sansahuari SSH-10 3 ½ 0.438 0.413 0.174 12 Línea Matriz Sansahuari SSH-10 4 ½ 0.438 0.344 0.273 1969



Tabla A1.7: Inspección técnica de las líneas de inyección del sistema Power Oil del campo Cuyabeno – Sansahuari.

LONGITUD POR CAMBIAR POZO


(m) (m) (%)

ÚLTIMA INSPECCIÓN

OBSERVACIONES

CUY-02 149 0 0.00% Dic-06 Ok. Dar mantenimiento.

CUY-03 65 72 43.90% Nov-06 Cambiar 6 tubos en tramo 2 o cambiar tubería de mayor espesor de 0,438.

CUY-06 410 24 1.56% Dic-06 Cambiar 2 tubos en tramos 54 y 37. Realizar mantenimiento y desbroce.



CUY-09 46 0 0.00% Oct-06 Dar mantenimiento. CUY-10 596 48 2.32% Dic-06 Ok. Dar mantenimiento CUY-11 46 0 0.00% Dic-06 Ok. Dar mantenimiento. CUY-14 532 12 0.63% Oct-06 Cambiar un tubo en tramos 2, 9 y 32.


CUY-16 415 24 1.70% Dic-06 Cambiar 2 tubos en tramo 35. Dar mantenimiento

CUY-17 74 0 0.00% Nov-06 Dar mantenimiento CUY-19 72 0 0.00% Nov-06 Dar mantenimiento

169


LONGITUD POR CAMBIAR POZO


(m) (m) (%)

ÚLTIMA INSPECCIÓN

OBSERVACIONES

CUY-20 94 0 0.00% Dic-06 Ok. Dar mantenimiento.

CUY-22 209 550 63.51% Dic-06 Cambiar toda la tubería por llegar al límite de retiro.

CUY-24D 25 0 0.00% Oct-06 Ok. Dar mantenimiento. SSH-02 149 0 0.00% Ago-06 Ok. Desbrozar, dar mantenimiento.

SSH-04 72 12 6.22% Nov-06 Cambiar tubo tramo.4. Dar mantenimiento.

SSH-05 94 24 8.63% Ago-06 Cambiar 2 tubos tramo 1 (urgente). Dar mantenimiento.

Válvula SSH-06

67 25 13.16% Nov-04 Cambiar toda la línea por otra de mayor cédula.

SSH-07 95 0 0.00% Ago-06 Ok. Desbrozar, dar mantenimiento. SSH-08 22 0 0.00% Ago-06 Ok. Dar mantenimiento.

SSH-09 220 0 0.00% Ago-06 Volver a inspeccionar. Dar mantenimiento

SSH-10 460 0 0.00% Ago-06 Ok. Dar mantenimiento. SSH-11 168 0 0.00% Ago-06 Ok. Desbrozar, dar mantenimiento.


17

0

ANEXO 1.13: DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN CUYABENO

Fuente: Departamento de Proyectos y Equipos, Petroproducción.

17

1

ANEXO 1.14: DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN SANSAHUARI

Fuente: Deparatamento de Proyectos y Equipos, Petroproducción.

172

ANEXO 2.1: FENÓMENOS NATURALES POTENCIALMENTE

PELIGROSOS

Tabla A2.1: Clasificación de los principales fenómenos naturales.

Granizo Huracanes Incendios Tornados

Atmosféricos

Tormentas tropicales Fallas Temblores Dispersiones laterales Licuefacción Maremotos

Sísmicos

CuarteamientosFallas Temblores Dispersiones laterales Licuefacción Maremotos Cuarteamientos

Hidrológicos

Fallas Cenizas Gases Flujos de lava Corrientes de fango Proyectiles y explosiones laterales

Volcánicos

Flujos piro clásticos Avalanchas Suelos expansivos Deslizamientos Desprendimiento de rocas

Fenómenos Naturales

Geológicos

Hundimiento de tierra


17

3

AN

EX

O 2.2: H

ISTO

RIA

L D

E D

ER

RA

ME

S OC

UR

RID

OS

TERCEROS AFECTADOS

Sin identificar

Sin identificar

3 familias

Sin identificar

Sin identificar

Sin identificar

Sin identificar

Sin identificar

4 fincas afectadas

2 familias

Sin identificar

1 familia

1 familia

1 familia

1 familia

REMEDIACIÓN

40%

55%

70%

Sin identificar

100%

100%

100%

100%

100%

60%

100%

100%

100%

100%

100%

VOLUMENAPROXIMADO DERRAMADO

(bis)

10

2

Sin identificar

3

1

10

10

1

30

2

5

30

1/4

1

9

SUPERFICIE (m2)

150

60

1000

230 (30 de suelo y 200 de

riveras de riachuelo)

200

200

Por cuantificar

50

11510

4000

750

800

300

900

40

DAÑOS CAUSADOS

Contaminación de suelo

Derecho de vía y pequeño pantano

aledaño

Contaminación de suelo

Suelo, vegetación y riachuelo

Contaminación de estero y vegetación

Contaminación de suelo y vegetación

Contaminación de agua, piscinas de

amortiguamiento

Contaminación del suelo

Terreno, estero y derecho de vía

Contaminación de suelo y pantano

Terreno, pantano, y derecho de vía

Terreno

Leve contaminación por crudo pulverizado en derecho de vía y finca

Contaminación de suelo y vegetación

Contaminación del suelo

CAUSA

Falla humana

Atentado

Atentado

Corrosión

Corrosión

Corrosión

Falla humana

Falla humana

Corrosión

Atentado

Corrosión

Atentado

Corrosión

Atentado

Atentado

DESCRIPCION DEL SINIESTRO

Rebosamiento de tanque empernado

Robo de tubería

Robo de tubería

Corrosión en el acoplamiento de la

tubería

-

Corrosión interna de tubería

Mala operación

Corrosión interna

Corte de línea de oleoducto con segueta

Corrosión interna

Perforación con broca

Corrosión interna

Daños por otros

Atentado

LUGAR DEL SINIESTRO

Estación Cuyabeno, área del Tanque Empernado

Km. 22 de la vía Lago Agrio – Tarapoa

Línea de pozo SSH-03

Línea de flujo del pozo SSH-02

Línea de reinyección de agua del pozo CUY-04

Acceso al pozo CUY-02 y línea del pozo SSH-09

Piscina API, acceso al pozo CUY-22

Cuyabeno

1 Km. pasando la Y de Harberth, vía a Lago Agrio

Línea de flujo del pozo CUY-14

A 400 metros al sur del puente del rió Granito

Línea de flujo del pozo CUY-14

Cuyabeno

Cuyabeno

CUY-15

SECTOR

Cuyabeno

Vía Lago Agrio - Tarapoa

SSH-03

SANSAHUARI

CUY-04

CUY-02

CUY-22

Vía Puerto El Carmen - Tarapoa

Y de Harberth vía a Lago Agrio

Cercanía a la plataforma de CUY-15

Sucumbíos

Cercanías al río Cuyabeno chico

Carretera Km. 23 vía Lago Agrio.

Cuyabeno, carretera Km. 23 vía a Lago Agrio

Entrada a plataforma CUY-15

Tabla A2.2: Historial de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari en el periodo comprendido desde el año 2003 al 2006.

FECHA

6/02/2006

6/27/2006

7/12/2006

12/11/2006

3/29/2005

4/14/2005

5/21/2005

8/1/2005

8/18/2005

9/12/2005

9/15/2005

9/24/2005

11/7/2005

11/22/2005

12/9/2005

17

4

TERCEROS AFECTADOS

No

1 familia

Sin identificar

No

1 familia

Sin identificar

Comunidad Nueva

Esperanza

No

Sin identificar

No

2 familias

AVANCE

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

VOLUMEN APROXIMADO DERRAMADO

(bis)

2

13

2

5

20

10

3

40

8

3

25

230.25

31.13

261.38

SUPERFICIE (m2)

100

1200

2700

600

2400

10000

5000 m lineales

875

805

30

1758

40218

5440

45658

DAÑOS CAUSADOS

Contaminación de derecho de vía

Contaminación de suelo, vegetación y pequeño

estero

Terreno (Punto de Control No.1)

Contaminación de césped dentro del área

de la estación.

Contaminación de maleza y pantano

Contaminación de riveras y lecho del río

Lagartijo.

Riveras de estero (paredes, vegetación y

palizadas).

Contaminación de plataforma

Contaminación de terreno, potrero y estero.

Contaminación del área del cubeto del tanque. De almacenamiento

Contaminación de terreno, riachuelo, riberas y pantano

CAUSA

Corrosión

Corrosión

Corrosión

Falla del equipo

Falla del equipo

Atentado

Atentado

Atentado

Corrosión

Falla del equipo

Falla del equipo

DESCRIPCION DEL SINIESTRO

Corrosión

Caliche

Rebosamiento de piscina API por obstrucción del

drenaje

Rebosamiento de sumidero

Manipulación de válvula y brida ciega

Corte con sierra manual de línea secundaria de

oleoducto

Corrosión externa de línea de flujo antigua del

pozo SSH-01

Contaminación de crudo por daño en tapón de

línea de alta.

Corrosión interna de línea

Corrosión interna de válvula de drenaje de

agua del tanque

Filtración de piscina API.

LUGAR DEL SINIESTRO

Línea de flujo de pozo CUY-14

Altura km. 24 vía Sansahuari

Piscinas API

Área del separador

Km. 33, vía Cuyabeno – Puerto El Carmen

Vía Cuyabeno – Lago Agrio (Km. 17 ½)

Entre la vía principal y la Estación Sansahuari

Plataforma pozo CUY-21

Entre la vía Cuyabeno – Sansahuari y la entrada

al pozo SSH-02

Área del tanque de almacenamiento

Piscinas y unidades power oil de la estación

central

SECTOR

CUY-14

Cuyabeno, SSH-02

Estación Central

Sucumbíos

Estación Sansahuari

Plataforma SSH-08

Campo Cuyabeno, rió

Lagartijo

Costado Estación

Sansahuari

CUY-21

Cuyabeno

Cuyabeno

Cuyabeno


FECHA

12/23/2005

11/27/2005

2/24/2003

3/19/2003

4/17/2003

4/18/2003

4/27/2003

5/11/2003

6/17/2003

7/27/2003

8/17/2003

Derrames remediados

Derrames por remediar

Total por derrames ocurridos

Fuente: Deparatamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.

175

9

23

24

8

17

7

34

18

32

12

26

3

0

5

10

15

20

25

30

35

40D

ER

RA

ME

S O

CU

RR

IDO

S

Ataca

pi

Cuy-S

sh

Front

era

Otro

s

Pacay

acu

Parah

uaco

Pichinc

ha

Secoy

a

Shuar

a

Shush

uqui

Tapi

Tetet

eVHR

CAMPOS

DERRAMES EN EL ÁREA LIBERTADOR

Figura A2.1: Derrames ocurridos en el Área Libertador durante periodo comprendido desde Enero del 2003 hasta

Marzo del 2007.


42

118

7

10

7

22

14

22

9

4

72

81

32

17

3

65

54

34

22

5

18

30

5

3

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

100.00%

TO

AT

L D

E D

ER

RA

ME

S O

CU

RR

IDO

S

Auca Lago Agrio Libertador Sacha Shushufindi

ÁREA

DERRAMES EN EL DISTRITO ORIENTE

Atentado Corrosión Falla del equipo Falla humana Imprevisto natural

Figura A2.2: Derrames ocurridos en todo el Distrito Oriente durante periodo comprendido desde Enero del 2003

hasta Marzo del 2007.


176

ANEXO 2.3: MÉTODO APLICADO EN EL ANÁLISIS DE RIESGOS

A2.3.1 EXPLICACIÓN DEL MÉTODO APLICADO

El método aplicado al análisis de riesgos del presente proyecto se lo conoce como

Sistema de Puntaje y fue obtenido del “Manual de Manejo de Riesgos en Líneas

de Flujo de Kent Muhlbauer”.

El autor propone que para la elaboración de un análisis de riesgos de derrames

en las líneas de flujo se deben seguir tres criterios esenciales.

A2.3.1.1 Identificación Del Riesgo

El primer criterio consiste en identificar los riesgos presentes. Para ello sugiere

elaborar “listas de chequeo” en las cuales se deben enlistar todas las amenazas y

vulnerabilidades que se puedan determinar en base a tres factores: por relación

directa con la operación, por relación indirecta y por el impacto que genera la

ocurrencia. En las lista de chequeo se van marcando las amenazas y

vulnerabilidades presentes en el área de estudio.

Para este proyecto, las lista de chequeo se elaboraron en base a las amenazas y

vulnerabilidades analizadas en el Plan de Contingencias para los campos VHR y

Cuyabeno – Sansahuari, y se presentan en las Tablas 2.2, 2.3 y 2.4.

A2.3.1.2 Cuantificación Del Riesgo

El segundo criterio, hace referencia a la cuantificación de los riesgos. Para ello el

método usado consiste en establecer rangos de puntajes mínimos y máximos

para cada una de las amenazas y vulnerabilidades enlistadas en las lista de

chequeo, y utilizando un buen juicio, la persona que elabora el análisis de riesgos

va calificando cada uno de las amenazas y vulnerabilidades que se marcaron en

las listas de chequeo. Esta calificación debe estar dentro de los rangos

respectivos de cada item.

177

A2.3.1.2.1 Rangos De Puntuación

Para este proyecto, los rangos de puntajes fueron establecidos por el autor de la

tesis considerando el nivel de importancia que el “Manual de Manejo de Riesgos

en Líneas de Flujo de Kent Muhlbauer” sugiere. Esto es: 60% del puntaje de la

matriz de riesgos corresponde a los factores directos; 40% corresponde a los

factores indirectos, y los factores por impacto se cuantifican por separado sobre

un 100%.

Para este método (sistema de puntaje), Muhlbauer establece que la puntuación

puede ser directa o inversa, es decir, se habla de puntuación directa cuando a

mayor intensidad o magnitud de la amenaza o vulnerabilidad se va incrementando

la puntuación. Por otro lado se habla de puntuación inversa cuando a mayor

intensidad o magnitud de la amenaza o vulnerabilidad se va decreciendo la

puntuación. La puntuación que utiliza el proyecto es directa.

Las Tabla 2.5 presenta los rangos de puntajes. Para mejor comprensión de los

rangos de puntaje se debe tener en cuanta que:

− Los ítems de color verde representan puntajes que se seleccionan de varias

opciones para establecer un puntaje parcial.

− Los ítems de color azul representan subitems que sumados dan un puntaje

parcial.

A2.3.1.2.2 Probabilidad De Ocurrencia

La probabilidad de ocurrencia es un porcentaje que se obtiene de la división del

puntaje de cada item sobre el puntaje parcial correspondiente.

A2.3.1.2.3 Puntaje De La Matriz De Riesgos

Para facilitar la elaboración de la matriz de riesgos, el puntaje total de la matriz

para el proyecto se establece sobre 1000 puntos, distribuidos en 600 puntos para

178

los factores directos (60%) y 400 puntos para los factores indirectos (40%). Para

los factores por impacto se establece un puntaje por separado de 100 puntos

(100%).

La matriz de riesgos se construye con los valores asignados a criterio del autor

del análisis de riesgos en base a las amenazas y vulnerabilidades marcadas en

las Tablas 2.2, 2.3 y 2.4; y en base a los rangos de puntajes de la Tabla 2.5. La

Tabla 2.6 presenta la matriz de riesgos promediada, es decir, con los resultados

parciales y totales. La matriz detallada con la puntuación de cada item y los

resultados se presenta en la Tabla A2.3 del Anexo 2.4.

A2.3.1.2.4 Indicadores De Riesgo

De los puntajes obtenidos en la matriz de riesgos se obtienen algunos indicadores

que ayudan a la evaluación de riesgo. Cada uno de los indicadores presentados

en el proyecto tiene su criterio de evaluación dentro de un rango de valores que

ubican el riesgo en un nivel bajo, medio o moderado y alto.

A2.3.1.3 Evaluación E Interpretación

El tercer criterio del método, se refiere a evaluar los resultados obtenidos de los

indicadores de riesgo. De esta manera se puede concluir el análisis determinado

la magnitud del riesgo para cada punto de ocurrencia analizado.

179

ANEXO 2.4: DEPLIEGUE DE LA MATRIZ DE RIESGOS PARA EL

CAMPO CUYABENO – SANSAHUARI

Tabla A2.3: Matriz de riesgos con puntuación detallada.

ESTACIONES DE PRODUCCIÓN

CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES


FACTORES RELACIONADOS INDIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN

PROFUNDIDAD MÍNIMA DE COBERTURA 10 16.7% 10 16.7% 50 83.3% Cruces fluviales menores a 1 metro de profundidad 10 16.7% 10 16.7% - - Cruces fluviales de 1 a 3 metros de profundidad - - - - - - Cruces fluviales mayores a 3 metros de profundidad - - - - 50 83.3% NIVEL DE ACTIVIDAD 30 50.0% 50 83.3% 40 66.7% Nivel Alto 10 16.7% 10 16.7% 20 33.3% Alta densidad poblacional cercana - - - - - - Actividades constructivas frecuentes - - - - 10 - Más de 2 reportes de reconocimiento semanales - - - - - - Vía o autopista cercana 10 - 10 - 10 - Atentados (1 mensual ) - - - - - - Muchas actividades agrícolas cercanas - - - - - - Nivel Medio 4 6.7% 40 66.7% 12 20.0% Baja densidad poblacional cercana - - 8 - 6 - Sin actividades constructivas rutinarias 4 - 8 - - - Menos de 5 reportes de reconocimiento mensual - - 8 - 6 - Atentado (1 trimestral) - - 8 - - - Pocas actividades agrícolas cercanas - - 8 - - - Nivel Bajo 16 26.7% - - 8 13.3% Población rural con baja densidad poblacional 4 - - - - - Sin reportes de reconocimiento en 10 años 4 - - - - - Atentados (1 anual) 4 - - - 4 - Sin actividades agrícolas rutinarias 4 - - - 4 - Ningún Nivel de Actividad - - - - - - PELIGROS EN LA INFRAESTRUCTURA SUPERFICIAL 30 75.0% 20 50.0% 10 25.0% Infraestructura superficial abandonada 6 - - - - -

180





Facilidades a menos de 30 metros de las vía 6 - 4 - 2 - Facilidades cercanas a la vía, sin protecciones 6 - 4 - 2 - Árboles, paredes u otros entre la vía y las facilidades 6 - 4 - - - Diques entre la vía y las facilidades 6 - 4 - 2 - Falta de señalización - - 4 - 4 - DEFICIENCIA EN EL SISTEMA DE NOTIFICACIÓN 10 25.0% 20 50.0% 30 75.0% Falta organización gubernamental 2 - 4 - 6 - Falta de registros confiables de eficiencia 2 - 4 - 6 - Falta de información y conocimiento de las personas 2 - 4 - 6 - Falta de estándares de calidad 2 - 4 - 6 - Inapropiada reacción a llamadas 2 - 4 - 6 - DEFICIENCIA EN PROGRAMAS DE EDUCACIÓN PÚBLICA 30 50.0% 30 50.0% 36 60.0% Falta de reuniones periódicas con las autoridades 10 - 10 - 12 - Falta de reuniones periódicas con contratistas - - - - - - Escasez de programas educativos a la comunidad 10 - 10 - 12 - Capacitación a residentes cercanos 10 - 10 - 12 - CONDICIÓN DEL DERECHO DE VÍA 10 25.0% 20 50.0% 8 20.0%

Excelente - - - - - - Bueno 10 25.0% - - 8 20.0% Aceptable - - 20 50.0% - - Bajo - - - - - - Malo - - - - - - FRECUENCIA DE PATRULLAJE 10 16.7% 20 33.3% 30 50.0% Diario - - - - - - De 1 a 4 veces por semana 10 16.7% - - - - Menos 4 veces al mes - - 20 33.3% 30 50.0% Menos de una vez por mes - - - - - - Rara vez - - - - - -

181





MOVIMIENTOS DEL SUELO 4 10.0% 4 10.0% 10 25.0% Alto - - - - - - Medio - - - - - - Bajo - - - - - - Ninguno - - - - - - Desconocido 4 10.0% 4 10.0% 10 25.0%

TOTAL DE FACTORES INDIRECTOS 134 33.5% 174 43.5% 214 53.5%

FACTORES RELACIONADOS DIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN

ÍNDICE DE CORROSIÓN ATMOSFÉRICA 22 55.0% 22 55.0% 24 60.0% Daños a las Facilidades 4 40.0% 4 40.0% 6 60.0% Interfase agua/aire - - - - 2 - Revestimientos 2 - 2 - 2 - Aislamientos - - - - - - Soportes/colgadores 2 - - - - - Interfase aire/tierra - - 2 - 2 - Otras exposiciones - - - - - - Ninguna - - - - - - Daños por el Tipo de Atmósfera 12 60.0% 12 60.0% 12 60.0% Química y marina - - - - - - Química muy húmeda - - - - - - Marina, costera, humedal 12 - 12 - 12 - Alta humedad/temperatura - - - - - - Química y baja humedad - - - - - - Baja humedad - - - - - - Estado del Recubrimiento / Inspección 6 60.0% 6 60.0% 6 60.0% Bueno - - - - - - Aceptable - - - - - - Pobre 6 60.0% 6 60.0% 6 60.0% Ausencia - - - - - - ÍNDICE DE CORROSIÓN INTERNA 22 55.0% 22 55.0% 22 55.0% Corrosividad del Producto 6 30.0% 6 30.0% 6 30.0% Fuertemente corrosivo - - - - - - Ligeramente corrosivo 6 30.0% 6 30.0% 5 25.0% Corrosivo bajo condiciones especiales - - - - - - No corrosivo - - - - - - Protección Interna 16 80.0% 16 80.0% 16 80.0% Ninguna 4 - 4 - 4 -

182





Falta de monitoreo interno 4 - 4 - 4 - Inyección de inhibidores - - - - - - Falta de un recubrimiento interno 4 - 4 - 4 - Medidas operacionales inadecuadas 4 - 4 - 4 - Uso de limpiadores (chancho) - - - - - - ÍNDICE DE CORROSIÓN POR ENTERRAMIENTO 66 55.0% 74 61.7% 88 73.3% Protección Catódica 6 37.5% 10 62.5% 10 62.5% Buena - - - - - - Regular - Deficiente 6 37.5% 10 62.5% 10 62.5% Condición del Recubrimiento 6 30.0% 8 40.0% 20 100.0% Bueno - - - - - - Aceptable 6 30.0% 8 40.0% - - Malo - - - - - - Nulo - - - - 20 100.0% Corrosividad del Suelo 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Baja resistividad del suelo (alto potencial corrosivo): menor a 500 ohm-cm - - - - - - Resistividad media: de 500 a 10000 ohm-cm - - - - - - Alta resistividad (bajo potencial corrosivo): mayor a 10000 ohm-cm - - - - - - Información desconocida 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Edad del Sistema 4 66.7% 4 66.7% 4 66.7% Menor a 5 años de servicio - - - - - - De 5 a 10 años - - - - - - De 10 a 20 años 4 66.7% 4 66.7% 4 66.7% Más de 20 años - - - - - - Otros Metales Enterrados 4 50.0% 4 50.0% 8 100.0% Ninguna ocurrencia - - - - - - De 1 a 10 ocurrencias 4 50.0% 4 50.0% - - De 11 a 25 ocurrencias - - - - 8 100.0% Interferencias por Líneas de Corriente 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Líneas a 150 metros del ducto 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Línea cercana al ducto con medidas preventivas - - - - - - Línea cercana al ducto sin medidas preventivas - - - - - - Corrosión Mecánica 4 40.0% 4 40.0% 4 40.0% Pruebas de Corrosión 6 50.0% 8 66.7% 6 50.0% Ducto enterrado y otros no monitoreados en espacios no mayores a 2 km 2 - 4 - 2 -

183





Espacios no monitoreados de 1 a 2 km, incluyendo cruces con otros ductos 2 - 2 - 2 - Espacios no monitoreados mayores a 2 km 2 - 2 - 2 - Interferencias por Líneas de Transmisión 16 100.0% 16 100.0% 16 100.0% Menor a 6 meses - - - - - - Entre 6 y 12 meses - - - - - - Más de 12 meses 16 100.0% 16 100.0% 16 100.0% Herramienta de Inspección Interna 12 75.0% 12 75.0% 12 75.0% Más de 8 años sin inspección 12 - 12 - 12 - ÍNDICE DE DISEÑO 66 33.0% 72 36.0% 76 38.0% Factor de Seguridad del Ducto 10 20.0% 10 20.0% 10 20.0% Factor de Seguridad del Sistema 10 25.0% 16 40.0% 20 50.0% Fallas por Fatiga 20 50.0% 20 50.0% 20 50.0% Potencial de Surgencia 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3% Alta probabilidad - - - - - - Baja probabilidad 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3% Imposibilidad - - - - - - Pruebas Hidrostáticas 16 40.0% 16 40.0% 16 40.0% Pruebas de presión (H = Presión de prueba / MAOP) 8 - 8 - 8 -

H < 1.10 (menos del 10% sobre la MAOP) - - - - - - 1.11 < H < 1.25 (del 11 a 25% sobre la MAOP) 8 20.0% 8 20.0% 8 20.0% 1.26 < H < 1.40 (del 26 al 40% sobre la MAOP) - - - - - - H > 1.41 (más del 40% sobre la MAOP) - - - - - -

Tiempo desde la última prueba realizada 8 - 8 - 8 -

Menor a 4 años 8 20.0% 8 20.0% 8 20.0% De 5 a 11 años - - - - - - Más de 12 años - - - - - -

ÍNDICE DE OPERACIONES INCORRECTAS 68 34.0% 72 36.0% 84 42.0% Fallas en el Diseño 18 30.0% 20 33.3% 22 36.7% Identificación de peligros: 2 - 4 - 6 -

Rutinario - - - - 6 75.0% Improbable - - 4 50.0% - - Altamente improbable 2 25.0% - - - - Imposible - - - - - -

184





Potencial para alcanzar la MAOP: 4 - 4 - 4 -

Sin dispositivos de seguridad - - - - - - Nivel bajo 4 16.7% 4 16.7% 4 16.7% Nivel medio - - - - - - Nivel alto - - - - - -

Sistema de seguridad 10 - 10 - 10 - Selección inadecuada del material - - - - - - Chequeo y revisión periódica 2 - 2 - 2 - Fallas en la Construcción 8 20.0% 8 20.0% 16 40.0% Inspección 4 - 4 - 4 - Materiales 4 - 4 - 4 - Uniones - - - - - - Relleno - - - - 4 - Cobertura - - - - 4 - Fallas en la Operación 32 45.7% 34 48.6% 36 51.4% Procedimientos 4 - 4 - 4 - Adquisición de datos / comunicaciones 6 - 6 - 8 - Control de alcohol / drogas 2 - 2 - 2 - Programas de seguridad 2 - 2 - 2 - Inspecciones 0 - 2 - 2 - Entrenamiento 8 - 8 - 8 - Prevención de eroores mecánicos 10 - 10 - 10 - Mantenimiento 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3% Documentación incompleta 2 - 2 - 2 - Programación irregular 2 - 2 - 2 - Procedimientos inadecuados 6 - 6 - 6 -

TOTAL DE FACTORES DIRECTOS 244 40.7% 262 43.7% 294 49.0%


AGUDEZA DEL PRODUCTO 25 50.0% 25 50.0% 25 50.0% Flamabilidad 15 60.0% 15 60.0% 15 60.0% No combustible - - - - - - Punto de Inflamación mayor a 200º F - - - - - - Punto de inflamación entre 100 y 200º F - - - - - - Punto de inflamación menor a 100º F y punto de ebullición mayor a 100º F 15 60.0% 15 60.0% 15 60.0% Punto de inflamación menor a 73º F y punto de ebullición menor a 100º F - - - - - - Reactividad (Valor Exotérmico) 5 25.0% 5 25.0% 5 25.0% Mayor a 400° C, sustancia estable hasta con fuego - - - - - -

185





De 305 a 400° C, reactividad suave bajo calor o presión 5 25.0% 5 25.0% 5 25.0% De 215 a 305° C, significativa reactividad aún sin fuego - - - - - -

De 125 a 215° C, posible detonación en confinamiento - - - - - - Mayor a 125° C, posible detonación sin confinamiento - - - - - - Toxicidad 5 100.0% 5 100.0% 5 100.0% Peligro adicional de combustión 5 - 5 - 5 - PELIGROS AMBIENTALES CRÓNICOS 25 50.0% 25 50.0% 25 50.0% Inflamabilidad y Reactividad 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Toxicidad Crónica 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Potencial Cancerígeno 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Otros 10 50.0% 10 50.0% 10 50.0% Punto de inflamación mayor a 60º C 3 - 3 - 3 - Corrosividad inducida por pH <= 2 o >= 12.5 3 - 3 - 3 - Reactividad desconocida 2 - 2 - 2 - Procedimiento de evaluación de toxicidad desconocido 2 - 2 - 2 - DISPERSIÓN DEL DERRAME 50 50.0% 50 50.0% 33 33.0% Dispersiones grandes (registradas históricamente) - - - - - - Dispersiones moderadas (registradas históricamente) 50 50.0% 50 50.0% 33 33.0% Dispersiones pequeñas (registradas históricamente) - - - - - -

DENSIDAD POBLACIONAL AFECTADA 75 75.0% 50 50.0% 75 75.0% Alta 75 75.0% - - 75 75.0% Media - - 50 50.0% - - Baja - - - - - - Nula - - - - - -

Pts = Puntaje, PO = Probabilidad de Ocurrencia.


186

ANEXO 3.1: NORMAS INDUSTRIALES PARA VÁLVULAS DE

SEGURIDAD DE SUPERFICIE

A3.1.1 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 14D

La especificación API 14D cubre las válvulas con bridas o válvulas con otras

conexiones de extremo no roscado aceptado por la industria y completaciones

múltiples o válvulas usadas como múltiples Válvulas de Seguridad de Superficie

(Surface Safety Valves, SSV).

A3.1.1.1 Clases De Servicio

Los equipos de superficie deben cumplir normas aceptables en cuanto a los

materiales de fabricación y las pruebas de una de las cuatro clases de servicios:

Clase 1: El Servicio Estándar es para el uso de pozos de petróleo o gas que no

muestren efectos de deterioro causados por fracturas por corrosión de esfuerzo o

arena.

Clase 2: Servicio de Arenamiento para el uso de pozos de petróleo o de gas

donde una sustancia como la arena pueda causar una falla o mal funcionamiento

de la válvula (esta válvula debe también cumplir los requerimientos de servicio de

la clase 1).

Clase 3: El Servicio de Fracturas por Corrosión de Esfuerzo es para el uso de

pozos de petróleo o gas donde los agentes corrosivos puedan causar fracturas

por corrosión de esfuerzo. Estas válvulas deben cumplir los requerimientos de las

válvulas de las clases 1 y 2 y deben ser fabricadas de materiales que sean

resistentes a las fracturas por corrosión de esfuerzo. Dentro de esta clase de

servicio hay dos subclases, la 3S para servicio de fracturas por esfuerzo de

sulfuro y la 3C para servicio de fracturas de esfuerzo de cloruro.

Clase 4: El Servicio por Corrosión de Pérdida de Peso es para el uso en pozos de

petróleo y gas donde se pueda esperar que los agentes corrosivos puedan causar

corrosión por pérdida de peso. La clase 1 o 2 pueden ser fabricados por

materiales que sean resistentes a la fractura por corrosión de esfuerzo.

187

A3.1.1.2 Clasificación De Temperatura

Los equipos se diseñaran para operar en uno o más de los rangos de temperatura

especificados como temperaturas máximas y mínimas. La temperatura mínima es

la temperatura de ambiente mínima a la cual pueda estar expuesto el equipo. La

máxima temperatura es la temperatura más grande del fluido que el equipo

directamente pueda contactar. La Tabla A3.1 muestra los tipos de temperatura.

Tabla A3.1: Clasificación de la temperatura.

Rango de TemperaturaClase de Temperatura Mínima (º F) Máxima (º F)

K -75 180 L -50 180 P -20 180 S 0 150 T 0 180 U 0 250

Fuente: Departamento de Servicios Educativos, Baker Oil Tools.

A3.1.1.3 Prueba De Impacto

La prueba de impacto se debe realizar con el calentamiento del material cuando

un cuerpo, bonete, o brida provenga de un proceso de calentamiento y se vaya a

utilizar en un ambiente frío o dependiendo de los requerimientos del cliente. El

rango de temperatura se presenta en la Tabla A3.2.

Tabla A3.2: Impacto promedio según el tipo de temperatura.

Clase de Temperatura

Temperatura de Prueba (º F)

Impacto Promedio Mínimo (ft-lbs)

K -75 15 L -50 15 P -20 15 S 0 - T 0 - U 0 -

Fuente: Departamento de Servicios Educativos, Baker Oil Tools.

Se debe probar la muestra con un mínimo de tres impactos para calificar un

calentamiento del material. En ningún caso una válvula con impacto individual

debe caer por debajo de dos tercios de aquella requerida como un promedio

188

mínimo. Similarmente, no más que una de las tres pruebas podrían estar por

debajo del promedio mínimo requerido.

A3.1.1.4 Seguimiento

El seguimiento de un equipo de seguridad varía dependiendo del diseñador del

modelo el cual se basa en las partes que contienen presión.

A3.1.1.5 Prueba De Dureza

Se tendrá que probar la dureza de cada parte que soporte presión de acuerdo con

API.

A3.1.1.6 Marcas De Equipos

La marca de las válvulas y los actuadores en la superficie exterior debe poseer el

nombre o la marca del fabricante, el monograma, el rango de presión de trabajo,

la clase de servicio, el número del modelo, el número del serial, la fecha de

fabricación y el rango de presión. Esta lista son requerimientos generales, ver los

requerimientos específicos.

A3.1.1.7 Documentación Suministrada

Cada válvula designada debe ser suministrada al comprador con una hoja

completa de datos de prueba funcional, el reporte de envío y el Manual de

operación.

A3.1.2 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 6A

La especificación API 6A fue formulada para suministrar la disponibilidad de

equipos de cabezales intercambiables funcionalmente y dimensionalmente

seguros. El contenido técnico suministra requerimientos para la ejecución, diseño,

materiales, pruebas, inspección, soldadura, marca, manejo, almacenamiento y

envío por el fabricante.

189

A3.1.2.1 Niveles De Especificación Del Producto

Mientras la API 14D usa la clase de designación de servicio, la API 6A utiliza los

niveles de especificación del producto (Product Specification Levels, PSL). La

especificación estableció requerimientos para cuatro designaciones de PSLs.

Estas designaciones del PSL definen los diferentes niveles de los requerimientos

técnicos basados en prácticas actuales implementadas por un rango amplio de la

industria para las condiciones de servicio, como se observa en la Tabla A3.3.

Tabla A3.3: Requerimientos de los niveles de especificación del producto.

Requerimientos PSL 1 PSL 2 PSL 3 PSL 4 Prueba de Tensión X X X X Prueba de Impacto * ** X X Prueba de Dureza X X X X Dim. Generales X X X X Dim. Externas X X Seguimiento X X X Análisis Químico X X X X Examen Visual X NDE Superficie X X X NDE Soldado X X *** Serialización X X NDE Volumétrico X X * Requerido solo si se especifica la temperatura L o K. ** Requerido solo si se especifica la temperatura P, L o K. *** Solo se permite soldadura en sobre capas soldadas.

Fuente: Departamento de Servicios Educativos – Baker Oil Tools.

A3.1.2.2 Clasificación De La Temperatura

Los equipos se diseñarán para operar en uno o más de los rangos de temperatura

especificados con temperaturas máximas y mínimas. La temperatura mínima es la

temperatura de ambiente mínima a la cual puede estar expuesto el equipo. La

máxima temperatura es la temperatura más grande del fluido que directamente

pueda contactar el equipo. La Tabla A3.4 muestra esta clasificación.

A3.1.2.3 Clasificación De La Clase De Material

Los equipos se diseñarán con materiales, incluyendo los metálicos, que cumplan

con los requerimientos de las clases de materiales para niveles de severidad en

190

aumento de las condiciones de servicio y corrosión relativa. Suministra las

propiedades mecánicas que se pueden cumplir. El acero inoxidable se podría

usar en lugar de aceros al carbono y de aleación baja y también aleaciones de

resistencia a la corrosión en lugar de acero inoxidable. Los tipos de materiales

que se utilizan se detallan en la Tabla A3.5.

Tabla A3.4: Clasificación de la temperatura según el rango de operación.

Rango de Temperatura de OperaciónClases de Temperatura Mínima (º F) Máxima (º F)

K -75 180 L -50 180 P -20 180 R Temperatura Ambiente S 0 150 T 0 180 U 0 250 V 35 250


Tabla A3.5: Clases de materiales.

Clase de Materiales Cuerpo, Bonete, Conexiones

Exteriores y Extremos Partes que Controlan Presión -

Varillas (Stems) AA - Servicios Generales Acero al carbono - aleación baja Acero al carbono - aleación baja BB - Servicios Generales Acero al carbono - aleación baja Acero Inoxidable CC - Servicios Generales Acero Inoxidable Acero Inoxidable DD - Servicios Severos Acero al carbono - aleación baja Acero al carbono - aleación baja EE - Servicios Severos Acero al carbono - aleación baja Acero Inoxidable FF - Servicios Severos Acero Inoxidable Acero Inoxidable HH - Servicios Severos CRA CRA


A3.1.2.4 Prueba De Impacto

La prueba de impacto se debe realizar con el calentamiento del material cuando

un cuerpo, bonete, brida o conexiones de salida o en los extremos provengan de

un proceso de calentamiento que se requiera de una prueba.

Con la finalidad de calificar el material para un rango de temperatura API, las

pruebas de impacto se deben realizar a/o por debajo de la temperatura más baja

de ese rango de clasificación. Se debe probar la muestra con un mínimo de tres

impactos para calificar un calentamiento del material. En ningún caso una válvula

191

con impacto individual debe caer por debajo de dos tercios de aquella requerida

como un promedio mínimo. Similarmente, no más que una de las tres pruebas

podrían estar por debajo del promedio mínimo requerido. La Tabla A3.6 muestra

las temperaturas para cada nivel de especificación.

Tabla A3.6: Impacto promedio según el tipo de temperatura.

VALOR DE IMPACTO PROMEDIO MÍNIMO (FT/IB)CLASE DE

TEMPERATURATEMPERATURA DE PRUEBA

(º F)PSL 1 PSL 2 PSL 3 PSL 4

K -75 15 15 15 0.15 L -50 15 15 15 0.15 P -20 - 15 15 0.15 R 0 - - 15 0.15 S 0 - - 15 0.15 T 0 - - 15 0.15 U 0 - - 15 0.15 V 0 - - 15 0.15



El seguimiento de un equipo de seguridad varía dependiendo del diseñador del

modelo el cual se basa en las partes que sostienen presión.

A3.1.2.6 Prueba De Dureza


API.

A3.1.2.7 Marcado Del Equipo

Los Actuadores y Bonetes deben ser marcados en la superficie exterior con el

nombre o la marca del fabricante, el monograma, el rango de presión de trabajo,

la clase de servicio, el número del modelo, el número del serial, la fecha de

fabricación y las clasificaciones de presión.

Esta lista son requerimientos generales, ver los requerimientos específicos.

192


Cada Actuador y Bonete designado debe ser suministrado al comprador con una

hoja completa de datos de prueba funcional, el reporte de envío y el manual de

operación.

19

3

AN

EX

O

3.2: E

SPE

CIF

ICA

CIO

NE

S P

AR

A

LO

S A

CT

UA

DO

RE

S

HID

RÁ

UL

ICO

S

Peso (lbs)

-

130

238

600

900

620

640

Rango de Temperatura

(ºF)

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

Presión de

Prueba (lppc)

7500

11250

11650

9300

9300

9000

9000

Máxima Presión de Operación

(lppc)

5000

7500

7500

6000

6000

6000

6000

Máxima Presión de Control (lppc)

(PV = Presión de la Válvula)

( 0.178 * PV ) + 83( 0.178 * PV ) + 76( 0.247 * PV ) + 68( 0.327 * PV ) + 50( 0.362 * PV ) + 140( 0.416 * PV ) + 140( 0.570 * PV ) + 140( 0.827 * PV ) + 140( 0.195 * PV ) + 75( 0.224 * PV ) + 75( 0.306 * PV ) + 75( 0.450 * PV ) + 75( 0.773 * PV ) + 75( 0.890 * PV ) + 75

( 0.360 * PV ) + 1300( 0.480 * PV ) + 1300( 0.220 * PV ) + 745( 0.380 * PV ) + 800( 0.450 * PV ) + 800( 0.150 * PV ) + 435( 0.220 * PV ) + 397( 0.300 * PV ) + 340( 0.160 * PV ) + 441( 0.240 * PV ) + 441( 0.360 * PV ) + 377

Diámetro de la

Válvula (pulgadas)

2.02.53.04.02.02.53.04.02.02.53.04.05.06.03.04.04.05.06.02.03.04.02.03.04.0

Diámetro del Pistón (pulgadas)

5

3

4

3

5

-

-

Tabla A3.7: Especificaciones para los Actuadores Hidráulicos.

Actuador Hidráulico

GateMaster

Modelo C

Modelo CSWC

WireMaster (con cuerpo móvil)

WireMaster (sin cuerpo móvil)


19

4

Peso (lbs)

190

400

340340352364364196

310

100

100

900

900


(ºF)

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

Presión de

Prueba (lppc)

9300

9300

9300

9000

9300

7800

7800

9300

9300


(lppc)

6000

6000

6000

6000

6000

5200

5200

6000

6000


(PV = Presión de la Válvula)

( 0.120 * PV ) + 50( 0.160 * PV ) + 50( 0.227 * PV ) + 75( 0.330 * PV ) + 75( 0.294 * PV ) + 75( 0.315 * PV ) + 75( 0.340 * PV ) + 22( 0.415 * PV ) + 75( 0.477 * PV ) + 75( 0.798 * PV ) + 75( 1.340 * PV ) + 68( 1.340 * PV ) + 68( 0.124 * PV ) + 75( 0.139 * PV ) + 75( 0.150 * PV ) + 75( 0.178 * PV ) + 75( 0.540 * PV ) + 213( 0.684 * PV ) + 278( 0.821 * PV ) + 282( 0.880 * PV ) + 75( 0.360 * PV ) + 150( 0.480 * PV ) + 150( 0.220 * PV ) + 80( 0.380 * PV ) + 80( 0.450 * PV ) + 80

Diámetro de la

Válvula (pulgadas)

2.5003.0004.0004.0005.0006.0006.3755.0006.0008.0009.00010.002.5002.5003.0004.0002.0002.5003.0004.0003.0004.0004.0005.0006.000


5

7

5

5

7

2.25

3

3

5

Tabla A3.8: Especificaciones para los Actuadores Hidráulicos (continuación).

Actuador Hidráulico

Modelo E

Modelo J

Modelo K

Modelo RV

Modelo SH


195

ANEXO 3.3: INDICADOR VISUAL DE POSICIÓN DE LA VÁLVULA

La Figura A3.1 muestra las partes que componen el indicador visual de posición.

Figura A3.1: Componentes de un indicador visual de posición de la válvula.

Fuente: Baker Oil Tools

Este instrumento indica la posición (abierta o cerrada) en la que se encuentra la

válvula y se lo instala en el tope o en la parte inferior de los actuadores. El

ascenso o descenso del pistón del actuador desplaza una delgada barra que se

encuentra, la cual a su vez se posiciona para ser vista en una marca visual,

indicando la posición del pistón del actuador y por ende la posición de la válvula.

Un resorte provee la resistencia necesaria para que la barra del indicador retorne

a su posición inicial. Este indicador constituye un dispositivo adicional no

indispensable; el criterio de utilizarlo como parte del sistema de seguridad

depende mucho de los requerimientos de la operación. Puede ser reemplazado

por switches eléctricos o sensores, pero resulta muy útil en locaciones remotas en

las que no se tenga disponible energía eléctrica.

Las condiciones operativas del dispositivo son: Presión máxima de 250 lppc y

temperatura entre -20º F y 250º F.

196

ANEXO 3.4: SISTEMA DE DESCONEXIÓN RÁPIDA

Es un mecanismo de acople entre el actuador y la compuerta de la válvula, el cual

permite colocar o retirar el actuador de manera rápida y sencilla, sin que sea

necesario despresurizar o aislar la válvula, evitando parar la operación por

prolongados lapsos de tiempo.

El sistema consta de dos conectores. El primero forma parte del mismo actuador y

casi todos lo poseen de manera estandarizada, mientras que el segundo,

denominado bonete, se lo incorpora a la compuerta de la válvula.

La Figura A3.2 muestra los elementos que conforman el Sistema.

Figura A3.2: Conectores – Elementos del bonete.


El funcionamiento del sistema es muy sencillo; cuando la barra o eje del actuador

ingresa por el conector del bonete y pasa a través de los sellos, los espaciadores

presionan los sellos contra el eje hasta que la barra se acopla por completo con la

compuerta de la válvula.

Cuando se retira el actuador, el eje se desplaza hacia fuera mientras el sello de

fuego aísla por completo la cámara del bonete hasta que los espaciadores y los

197

sellos cierren el conector, evitando de manera muy segura que exista alguna fuga

por presión.

La Figura A3.3 muestra el acople del sistema a los componentes del actuador.

Figura A3.3: Acople del actuador en el bonete.


19

8

AN

EX

O

3.5: E

SPE

CIF

ICA

CIO

NE

S P

AR

A

AC

TU

AD

OR

ES

NE

UM

ÁT

ICO

S

Peso (lbs)

92

150

200

92

115

200

-


(ºF)

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

-20 @ 250

Presión de

Prueba (lppc)

248

248

248

270

270

248

-


(lppc)

150

150

150

176

176

150

-


( 0.028 * PV ) + 5( 0.028 * PV ) + 4

( 0.0146 * PV ) + 4( 0.0279 * PV ) + 3( 0.009 * PV ) + 6( 0.010 * PV ) + 6( 0.014 * PV ) + 6( 0.020 * PV ) + 6( 0.021 * PV ) + 6( 0.024 * PV ) + 6( 0.033 * PV ) + 6( 0.015 * PV ) + 6( 0.017 * PV ) + 6( 0.024 * PV ) + 6( 0.009 * PV ) + 6( 0.010 * PV ) + 6( 0.014 * PV ) + 6( 0.020 * PV ) + 6

60

Diámetro de la

Válvula (pulgadas)

22.5

1-13/1632

2.5342

2.532

2.532

2.534-


12

14

18

12

14

18

-

Tabla A3.9: Especificaciones para los Actuadores nuemáticos.

Actuador

PnueMaster

Diafragma Dia-Flex

Modelo DAV


19

9

Peso (lbs)

148

168

227

248

283

437

450

488

508

621

646

900


(ºF)

-

-

-

-

Presión de

Prueba (lppc)

405

405

405

240

405


(lppc)

250

250

250

150

250


( 0.028 * PV ) + 5( 0.032 * PV ) + 5( 0.043 * PV ) + 5( 0.063 * PV ) + 5( 0.016 * PV ) + 5( 0.018 * PV ) + 5( 0.025 * PV ) + 5( 0.036 * PV ) + 5( 0.062 * PV ) + 5( 0.072 * PV ) + 6( 0.009 * PV ) + 5( 0.011 * PV ) + 5( 0.014 * PV ) + 5( 0.021 * PV ) + 5( 0.037 * PV ) + 5( 0.042 * PV ) + 3( 0.070 * PV ) + 3( 0.006 * PV ) + 5( 0.007 * PV ) + 5( 0.010 * PV ) + 5( 0.015 * PV ) + 5( 0.026 * PV ) + 5( 0.030 * PV ) + 3

Diámetro de la

Válvula (pulgadas)

22.5342

2.534562

2.5345682

2.53456


10

13

17

20

Tabla A3.10: Especificaciones para los Actuadores neumáticos (continuación).

Actuador

Tipo Pistón


200

ANEXO 3.6: SWITCHES ELÉCTRICOS

Se los utiliza para indicar la posición de la compuerta de la válvula. Reemplazan a

los indicadores visuales. La Figura A3.4 muestra los componentes principales.

Figura A3.4: Ubicación de los switches eléctricos.


El mecanismo utiliza una varilla acoplada mecánicamente en el cuerpo del

actuador. En el tope de la varilla existe un imán que genera un campo magnético

cuando se encuentra cerca de cualquiera de los switches de posición. La varilla

con el imán se desplazan de la misma manera como lo hace el pistón del

actuador y genera el campo magnético con cualquiera de los dos switches para

enviar la señal eléctrica de control.

Requieren las siguientes condiciones operativas:

Voltaje máximo: 150 v AC / 200 v DC

Amperaje máximo: 3 A AC/DC

Temperatura: -67° F @ 257° F

201

ANEXO 3.7: DETECTOR DE FUGAS EN LA LÍNEA DE FLUJO

Esta unidad reacciona a la relación de volumen - velocidad de los fluidos en el

interior de la línea. Cuando el componente de la velocidad excede el valor

predeterminado, en el dispositivo se desplaza un volumen que activan los pilotos,

para iniciar el proceso de control, el sistema de seguridad entonces se permite

cerrar-en a la línea de flujo. Los cambios en la velocidad notorios en el flujo de la

línea se producen variaciones de presión por fugas o rupturas en la misma.

Laos requerimientos operativos son:

Máxima presión en la línea de control: 10000 lppc

Temperatura: -20° F @ 250° F

La Figura A3.5 muestra los principales componentes del detector de fugas.

Figura A3.5: Componentes del detector de fugas en la línea de flujo.


202

ANEXO 3.8: SENSORES DE ALTA / BAJA PRESIÓN

Monitorean las condiciones de presión de la línea, mediante un doble

posicionamiento de los pilotos.

El sensor tiene un compartimiento que contiene dos esferas, las cuales bloquean

el puerto de transmisión de señal. Cuando la presión que ingresa sobrepasa el

límite del diseño, obliga a la esfera (configuración de alta presión) a desplazarse y

permitir el flujo de la presión de control.

De manera similar, cuando la presión que ingresa al dispositivo es demasiado

baja permite que la esfera (configuración de baja presión) se desplace para

posicionarse, de tal manera que permita que la presión de control fluya.

La Figura A3.6 muestra los principales componentes de los pilotos de alta – baja

presión.

Figura A3.6: Componentes de un sensor de alta/baja presión.

Fuente: Baker Oil Tools. Modificado por: Eduardo García.

203

ANEXO 3.9: DETECTOR DE FLUJO EN LA LÍNEA DE CONTROL

Es un dispositivo que garantiza el correcto funcionamiento del mecanismo de

detección, para evitar que el sistema de control falle por daños en los sellos de los

equipos. El dispositivo mide el caudal de flujo en la línea, por medio del

desplazamiento de un delay. La variación producida en el flujo activará el

dispositivo que enviará la señal a los sensores de presión, para iniciar el proceso

del control.

Este dispositivo se conecta paralelamente al dispositivo que detecta fugas en la

línea, de esta manera se tiene un doble control independiente el uno del otro.

La Figura A3.7 muestra los componentes del detector de fugas en la línea de

control.

Figura A3.7: Componentes de un detector de fugas en la línea de control.


204

ANEXO 3.10: PANEL DE CONTROL HIDRÁULICO / NEUMÁTICO

El panel de control de procesos o parada de emergencia es un sistema a prueba

de fallas que utiliza lógica de control para proveer protección mediante un

secuenciado de apertura / cierre de válvulas de tuberías y del cabezal del pozo.

Hay funciones estándar de monitoreo, control y parada para las siguientes

aplicaciones: Instalaciones de proceso en plataformas; separadores de crudo y

gas; sistemas de inyección de agua; sistemas de inyección de químicos;

tratadores térmicos; tuberías y líneas de flujo; sistemas de inyección de gas;

preventores de reventones (BOPs); lavadores de gas (scrubbers); control de pozo

individual y multipozo.

Los paneles de control deben prestar los siguientes servicios: Apertura y cerrado

secuencial de válvulas; monitoreo de estado de presión de línea de flujo; parada

de emergencia; anulación manual; parada de seguridad por fuego; cualquier

combinación de controles de actuadores de válvula hidráulicas / neumáticas;

control de telemetría remota.

Los paneles de control están disponibles con una amplia selección de opciones

para asegurar que toda condición sea tomada en cuenta. Los paneles de control

son particularmente adecuados para uso en áreas remotas, plataformas en mar

abierto y ambientes hostiles.

Las opciones disponibles incluyen:

− Paneles de control para pozo único.

− Paneles de control multi-pozo.

− Módulos removibles de control de pozo.

− Paneles de control de proceso.

− Paneles de control de pozo diseñados especialmente.

− Lógica de seguridad basada en RTU / PLC.

− Pilotos de presión montados en panel.

205

− Control adicional de válvula de seguridad.

− Acumulación hidráulica para respaldo.

− Interfase SCADA para control y monitoreo remotos.

La Figura A3.8 muestra un ejemplo de un panel de control hidráulico – neumático

multipozo, perteneciente a la compañía Weatherford.

Figura A3.8: Panel de control hidráulico / neumático.

Fuente: Weatherford – EP / CAC.

206

ANEXO 3.11: NORMAS INDUSTRIALES PARA VÁLVULAS DE

SEGURIDAD DE FONDO

A3.11.1 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 14A

La especificación API 14A cubre los temas de Válvulas de Seguridad de Fondo,

Seguros (Locks) de Válvulas de Seguridad (Safety Valve Locks), Niples de la

Válvula de Seguridad (Safety Valve Landing Nipples) y todos los componentes

que establecen tolerancias que puedan afectar la eficiencia.

A3.11.1.1 Clases De Servicio

Las válvulas de seguridad de fondo, los seguros de válvula de seguridad y los

niples de las válvulas de seguridad deben cumplir normas aceptables en cuanto a

los materiales de fabricación y las pruebas de una de las cuatro clases de

servicios mencionadas en la especificación API 14D.


Todos los componentes, soldaduras, sub-ensamblajes y ensamblajes del equipo

deben tener un seguimiento excepto los resortes, vigas y herramientas comunes.

A3.11.1.3 Dureza


API.

A3.11.1.4 Marcas Del Equipo

La marca del equipo en la superficie exterior debe poseer el nombre o la marca

del fabricante, el monograma, el rango de presión de trabajo, la clase de servicio,

el número del modelo, el número del serial, la fecha de fabricación y los rangos de

presión.

207


Cada válvula de seguridad designada debe ser suministrada al operador con la

hoja de envío del fabricante, el reporte de recibimiento y el manual de operación.

A3.11.1.6 Inspección Dimensional

Todos los componentes que se le hacen seguimiento, excepto los sellos

elastoméricos, deben estar dimensionalmente inspeccionados para asegurar el

funcionamiento apropiado y la obediencia de los dibujos y especificaciones de

diseño.

A3.11.1.7 Soldadura

No se realiza ninguna soldadura para las válvulas de seguridad de subsuelo.

A3.11.2 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API RP 14B

La especificación API RP 14B cubre consideraciones del sistema de diseño,

instrucciones para la instalación segura, reparación y guías para la operación y

pruebas que aseguran la ejecución eficiente y sabia del sistema. También incluye

los procedimientos para reportar fallas. Estas prácticas recomendadas están

dirigidas a los sistemas de bombeo, recuperables por tubería y por guaya.

A3.11.2.1 Inspección Y Prueba

La inspección de las válvulas de seguridad comienza en la locación donde se

debe verificar la documentación para verificar los números de serial, el tamaño de

acuerdo con el diseño, y que el seguro (lock) de la válvula de seguridad de una

válvula recuperable que sea compatible con el nipple en el pozo.

Antes de correr una válvula en el pozo, las conexiones deben ser apretadas de

acuerdo con el manual de operación.La indagación de que todos los elementos de

208

sello no estén dañados o deformados y que todas las características visibles no

muestren distorsiones, pueden interferir con la operación de la válvula de

seguridad.

En el caso de una nueva válvula, las presiones hidrostáticas de apertura y cierre

deben verificarse de acuerdo con el manual de operación. Asegúrese de que la

válvula funciona a prueba de falla a la profundidad de asentamiento antes de su

instalación.

Después de su instalación en el pozo, se debe cerrar la válvula bajo condiciones

de no flujo mínimas para las operaciones de control en la superficie. La válvula

debe operar por lo menos cada seis meses.

20

9

AN

EX

O

3.12: E

SPE

CIF

ICA

CIO

NE

S P

AR

A

VÁ

LV

UL

AS

DE

SEG

UR

IDA

D R

EC

UP

ER

AB

LE

S CO

N T

UB

ER

ÍA

Temperatura Máxima (°F)

300

350

350

350

400

400

400

Profundidad de Asentamiento

(pies)

2000

150025001500250015002500150025001500250015002500130020004000140020003000400072302000

Presión de Trabajo (lppc)

5000

5000

10000

5000

10000

5000

10000

16750

15000

20000

Desplazamiento del Pistón (cc)

14.616.719.5

12.8

27.1

27.3

10.0

20.9

20.9

Máximo OD (pulg)

4.5005.0005.700

5.095

5.645

6.469

7.398

7.725

8.250

5.650

7.500

7.130

Tamaño (pulg)

2 �2 �3 ½

3 ½

4 ½

5 ½

3 1/2

4 ½

Tabla A3.11: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Subsuelo Recuperables con Tubería.

Válvula de Seguridad

SelecT

Titan

Realm


21

0

Temperatura Máxima (°F)

350

300

300

350

300

350

350300

300

Máxuma Profundidad de Asentamiento

(pies)

1000

2500

2200100020003000400020003000

270020002000

10000


500010000500010000500010000

5000

8500

10000

10000500010000150005000100001500010000150006000

Desplazamiento del Pistón (cc)

52.152.457.460.976.676.6

18.0

18.0

20.9

20.9

38.6

28.576.4

15+

20+

20+23+24+28+

Máximo OD (pulg)

4.6505.1355.3805.9406.7207.5005.9706.0005.969

6.860

8.375

8.125

9.20011.77

5.940

7.400

7.5608.2608.6009.375

Tamaño (pulg)

2 �

3 ½

4 ½

4 ½

7

9 5/8

3 ½

4 ½

5 ½

7

Tabla A3.12: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Subsuelo Recuperables con Tubería (continuación).

Válvula de Seguridad

CementSafe

Onyx

Neptuno


211

ANEXO 3.13: ESPECIFICACIONES PARA VÁLVULAS DE

SEGURIDAD RECUPERABLES CON WIRELINE

Tabla A3.13: Especificaciones para los Modelos V & W.

Tamaño

Tubing (pulg)

Sellos (pulg)

Modelo Presión de

Trabajo (lppc)

Máxima Profundidad de Asentamiento

(pies)

ID del Tubing (pulg)


(°F)

1.710 VH (E) 10000 1560 0.650 1.810 VH (E) 10000 1560 0.650

VH (E) 10000 1560 0.650 1000

6000 1500

0.807 2 �

1.870 V (E)

5000 1500 0.807

20 @ 275

V (E) 6000 1500 0.807 VH 10000 1000 0.607 2.125

VQD 15000 1780 0.575 VH 10000 2500 0.935

2.188 VQD 15000 1780 0.575 V (E) 6000 1130 1.125

2 �

2.312 VH (E) 10000 1130 1.125

20 @ 275

V 6000 1000 1.265 VH (E) 10000 2500 1.265 VD (E) 6000 10000 1.265

20 @ 275 2.562

VQD 15000 2130 0.995 20 @ 350 V (E) 6000 1000 1.265

VH (E) 10000 2500 1.265 VD (E) 6000 10000 1.265

20 @ 275 2.750

W (E) 5000 3000 1.560 20 @ 300 V (E) 6000 1000 1.560

VH (E) 10000 2500 1.265 VHD (E) 10000 4000 1.250 VD (E) 6000 10000 1.265

20 @ 275

1000

3 ½

2.812

W (E) 5000 3000

1.560 20 @ 300

3.250 V (E) 5000 1000 1.560 20 @ 275 3.437 V (E) 5000 1000 1.560 20 @ 275

V (E) 6000 1968 1.970 VH (E) 10000 1070 1.970

VHD (E) 10000 2100 1.960 20 @ 275

WS (E) 10000 2000 2.100 3.680

WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450

V (E) 6000 1071 1.970 VHD (E) 10000 2100 1.960

20 @ 275

WS (E) 10000 2000 2.100 3.75

WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450

V (E) 6000 2200 2.122 VH (E) 7500 1000 2.122

VHD (E) 10000 2100 1.960 VD (E) S 5000 2200 2.500

20 @ 275

WS (E) 10000 2000 2.100

4 ½

3.81

WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450


212

Tabla A3.14: Especificaciones para los Modelos V & W (continuación).

Tamaño

Tubing (pulg)

Sellos (pulg)

Modelo Presión de

Trabajo (lppc)

Máxima Profundidad de Asentamiento

(pis)



(°F)

V (E) 6000 1400 2.122 VHD (E) 10000 2500 1.960 4.125 VD (E) 5000 2000 2.380

20 @ 275

V (E) 6000 2087 2.100 VH (E) 7500 1600 2.100

VHD (E) 10000 2100 1.960 20 @ 275

WS (E) 10000 2000 2.100 4.310

WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450

VH (E) 9000 2000 2.100 VD (E) 6000 2390 2.562

VD (E) S 5000 2000 3.062 20 @ 275

WS (E) 10000 2000 2.100 4.430

WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450

V (E) 6000 1000 2.562 VH (E) 10000 2087 2.100 VD (E) 6000 3000 2.562

VD (E) S 5000 2000 3.062

20 @ 275

WS (E) 10000 2000 2.100

4.560

WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450

4.578 V (E) 6000 1000 2.562 4.625 VD (E) 6000 2000 2.562

5-1/2

4.750 V (E) 6000 1000 2.562 20 @ 275

V (E) 6000 1030 3.265 VH (E) 9000 1100 3.265

VHD (E) 8000 2000 3.375 1200

VD (E) S 5000 2000

4.115

20 @ 275 5.750

WS (E) 13500 2000 3.245 80 @ 350 5.812 WS (E) 10000 2000 3.245 40 @ 350

V (E) 6000 1149 3.265 VHD (E) 8000 2000 3.375 VD (E) 4640 4000 3.375

1000 5.875

VD (E) S 5000 2000

4.115

20 @ 275

5.888 V (E) 6000 1149 3.265 20 @ 275 5.937 V (E) 5000 600 3.265 20 @ 275

V (E) 6000 1000 3.265 VH (E) 10000 1230 3.265 VD (E) 6000 2400 3.375

VD (E) S 5000 2000 4.115 5.950

VD (E) S 7500 1200 4.115

20 @ 275

V (E) 6000 1200 3.265 5.963

VH (E) 6000 1050 3.265 20 @ 275

V (E) 6000 1000 3.265 VD (E) 6000 2400 3.375 6.000

VD (E) S 5000 1960 4.115 20 @ 275

6.250 VD (E) S 5000 1000 4.115 20 @ 275

7

6.500 VD (E) S 5000 1200 4.115 20 @ 275 9 � 8.405 WS 5000 1200 5.860 20 @ 300


213

Tabla A3.15: Eespecificaciones para los Modelos J & A.

Tamaño Modelo Tubing

(pulg)

Sellos (pulg)




(°F)

2 � 1.810 6000 0.750 2 � 2.310 7500 1.000

6000 1.421 2.750

10000 1.265 6000 1.421

3 ½ 2.812

10000 1.421 3.437 10000 1.421

6000 1.400 3.680

10000 1.400 3.750 6000 1.421

4 ½

3.812 6000 2.062 6000 2.500

5-1/2 4.560 10000 1.920

5.750 6000 3.250 6000 3.250

Válvula de Inyección Modelo J

7 5.950

10000 3.250

20 @ 275

2 � 1.810 6000 0.995 2 � 2.312 6000 0.995

2.563 3 ½

2.812 6000 0.995

4 ½ 3.812 5000 1.906 4.125 2.062

5-1/2 4.562

5000 2.649

5.750 6000 3.265

Válvula de Velocidad Modelo A

7 6.000 10000 3.250

20 @ 275


214

ANEXO 3.14: HERRAMIENTAS PARA ASENTAR Y RECUPERAR

CON WIRELINE VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUBSUELO

Como parte complementaria las Válvulas de Seguridad de Subsuelo, requieren de

herramientas adicionales cuando son corridas y recuperadas con wireline.

A3.14.1 NIPPLES Y SEGUROS DE ASENTAMIENTO

Las válvulas de seguridad requieren básicamente de un No-Go para ser

asentadas. El No-Go a su vez se forma del acople entre un perfil (nipple) y un

seguro o mandril de bloqueo (locking mandrel). El perfil se baja roscado al tubing

y el mandril de bloqueo se adapta mediante herramientas especiales de corrida.

Dependiendo del tipo de completación del pozo, se selecciona el perfil y el seguro

más apropiado para asentar la válvula de seguridad. Para válvulas de seguridad

recuperables generalmente se utiliza dos tipos de perfiles y seguros, dependiendo

de la posición que tenga la base del no-go.

Las especificaciones de los nipples de asentamiento se detallan en las Tablas

A3.16 y A3.17.

A3.14.1.1 Perfiles De Base Superior (Top No-Go)

La base en el interior del no-go es de forma cilíndrica con una superficie pulida

para hacer sello con la válvula. La base se ubica en el medio o en el extremo

superior del no-go, dependiendo del modelo. Los modelos que se utilizan para

asentar válvulas de seguridad son el “Modelo AF” y el “Modelo HF”.

A3.14.1.2 Perfiles De Base Inferior (Bottom No-Go)

La base es de forma semi-cónica, la cual hace sello con la válvula por reducción

del diámetro interno de la base. La base se ubica en el extremo inferior del No-Go.

215

Los modelos que se utilizan para asentar válvulas de seguridad son el “Modelo

AR” y el “Modelo HR”.

La Figura A3.9 compara el nivel de ubicación de la base del No-Go entre los

modelos AF, HF, AR y HR.

Figura A3.9: Nipples y seguros para asentar válvulas de seguridad.


A3.14.1.3 Especificaciones Para Los Nipples De Asentamiento

Tabla A3.16: Especificaciones para los Modelos AF y HF de los perfiles Top No-Go.

Dimensiones del Tubing Dimensiones del Nipple

OD (pulg) Peso (lb/pie) ID (pulg) Drift

(pulg) ID Mínimo de los

Sellos (pulg) 4.60 1.995 1.901 1.875 5.30 1.939 1.845 1.781 5.95 1.867 1.773 1.710

2 �

7.70 1.703 1.609 1.500 6.40 2.441 2.347 2.313 7.90 2.323 2.229 2.188 8.60 2.259 2.165 2.125 9.50 2.195 2.101 2.000

2 �

11.0 2.065 1.972 1.875

216



OD (pulg) Peso (lb/pie) ID (pulg) Drift

(pulg) ID Mínimo de los

Sellos (pulg) 2.813

9.30 2.992 2.867 2.750

12.70 2.750 2.625 2.562 15.80 2.548 2.423 2.313

3 ½

17.05 2.440 2.315 2.188 11.00 3.476 3.351 3.313 11.60 3.428 3.303 3.250 13.40 3.340 3.215 3.125

4

16.50 3.140 3.015 2.813 11.60 4.000 3.875 3.813

3.813 12.75 3.958 3.833

3.750 13.50 3.920 3.795 3.688

4 ½

16.90 3.754 3.679 3.437 4.250

15.0 4.408 4.285 4.125

18.0 4.276 4.151 4.000 20.8 4.156 4.031 3.812

5

23.6 4.044 3.919 3.750 15.5 4.950 4.825 4.750 17.0 4.892 4.767 20.0 4.778 4.653

4.562

23.0 4.670 4.545 26.0 4.548 4.423

4.312 5-1/2

28.4 4.440 4.315 4.250


Tabla A3.17: Especificaciones para los Modelos AR y HR de los perfiles Bottom No-Go.


OD (pulg)

Peso (lb/pie)

ID (pulg)

Drift (pulg)

Mínimo ID de los Sellos

(pulg)

Diámetro de Restricción

(pulg) 1.6 2.33 1.380 1.286 1.250 1.160 1.9 2.76 1.610 1.516 1.500 1.448

4.60 1.995 1.901 1.875 1.822 5.30 1.939 1.845 1.781 1.728 5.95 1.867 1.773 1.710 1.640

2 �

7.70 1.703 1.609 1.500 1.448 6.40 2.441 2.347 2.313 2.230 7.90 2.323 2.229 2.188 2.098 8.60 2.259 2.165 2.125 2.035 9.50 2.195 2.101 2.000 1.910

2 �

11.0 2.065 1.972 1.875 1.822 2.813 2.760

9.30 2.992 2.867 2.750 2.660

12.70 2.750 2.625 2.562 2.472 15.80 2.548 2.423 2.313 2.230

3 ½

17.05 2.440 2.315 2.188 2.098 11.00 3.476 3.351 3.313 3.256

4 11.60 3.428 3.303 3.250 3.160

217



OD (pulg)

Peso (lb/pie)

ID (pulg)

Drift (pulg)

Mínimo ID de los Sellos

(pulg)

Diámetro de Restricción

(pulg) 4 13.40 3.340 3.215 3.125 3.072 16.50 3.140 3.015 2.813 2.750

11.60 4.000 3.875 3.813 3.759 12.75 3.958 3.833 3.750 3.695 13.50 3.920 3.795 3.688 3.625

4 ½

16.90 3.754 3.679 3.437 3.347 4.250 4.135

15.0 4.408 4.285 4.125 4.035

18.0 4.276 4.151 4.000 3.900 20.8 4.156 4.031 3.813 3.759

5

23.6 4.044 3.919 3.750 3.659 15.5 4.950 4.825 4.750 4.660 17.0 4.892 4.767 20.0 4.778 4.653

4.562 4.470

23.0 4.670 4.545 26.0 4.548 4.423

4.312 4.255 5-1/2

28.4 4.440 4.315 4.250 4.304


A3.14.2 HERRAMIENTAS DE CORRIDA Y RECUPERACIÓN

Las herramientas de corrida y recuperación son un mecanismo básico de wireline

que conecta una parte de la herramienta corrida con cable de acero a una válvula

de seguridad que se introduce en o se recupera desde un pozo. Estas

herramientas se muestran en la Figura A3.10.

Para las válvulas de seguridad generalmente se utilizan dos modelos:

− El Modelo A, para correr o recuperar la válvula de seguridad.

− El Modelo GS, para correr o recuperar la válvula de seguridad.

A3.14.2.1 Herramienta De Corrida Modelo A

Está construida de forma sencilla (sin cuñas, resortes o pistones) y con ella se

pueden correr varios tamaños de válvulas. Cuando el seguro no está asentado

adecuadamente en el niple, el seguro regresa con la herramienta de corrida, lo

que ayuda a garantizar el acoplamiento de los seguros y de la válvula.

218

Figura A3.10: Herramientas para correr y recuperar con wireline válvulas de seguridad.


A3.14.2.2 Herramienta De Corrida Y De Recuperación Modelo CS

Esta herramienta es un cilindro que está equipado con un número de “perros”

montados en un retenedor cargado por resortes. Para asentar una válvula de

seguridad se enrosca la parte superior de la válvula en el cilindro y queda retenida

por el resorte del cilindro y los perros.

Cuando la válvula se asienta correctamente los perros se fijan y liberan el seguro.

Posteriormente se martilla con el cable pensionado para romper el pasador de

ruptura y liberar la herramienta de asentamiento. Para recuperar la válvula se baja

la herramienta con un diente que se engancha en el cuello de la válvula y libera

los perros, retirando la válvula del perfil y activando los seguros.

21

9

AN

EX

O

3.15: E

SPE

CIF

ICA

CIO

NE

S P

AR

A

VÁ

LV

UL

AS

DE

SEG

UR

IDA

D D

E C

ON

TR

OL

DE

L A

NU

LA

R


(°F)

60 @ 275

60 @ 275

20 @ 275

20 @ 300

653

Profundidad de

Asentamiento (pies)

300

600

1100

1150

4000

2000

4000

2000

4000

1200

2400

1200

2400

Presión de

Trabajo (lppc)

5000

3000

2500

6000

3000

5000

5000

Área de Flujo

(pulg2)

6.800

4.200

10.00

0.740

0.787

1.060

2.800

4.000

ID Mínimo (pulg)

2.451

2.992

2.992

-

4.625

6.140

3.980

4.650

OD Máximo (pulg)

6.059

7.531

2.165

8.000

9.500

8.000

8.000

Peso (lb-pie)

23 – 29

32 – 40

-

-

-

Casing

OD (pulg)

7

8-5/8

-

-

-

Tamaño (pulg)

47BA x 2.875

47BA x 3.500

49A4 x 3.500

2.122 Thd Dwn

9 � x 4 ½

10-3/4

9 � x 4 ½

9 � x 5-1/2

Tabla A3.18: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Control del Anular.

Modelo

Modelo RC2

Modelo VR

Modelo AVLDM

Modelo CASV


220

ANEXO 4.1: MAPA DE UBICACIÓN DE LOS PUNTOS DE

CONTROL DENTRO DEL ÁREA DE ESTUDIO


221

ANEXO 4.2: UBICACIÓN DEL TUBO DE FLUJO EN LA VÁLVULA

DE SEGURIDAD DE FONDO DE 3 ½” MODELO “SELECT-T”

Figura A4.1: Tubo de flujo en la válvula “SelectT”.


La Figura A4.1 muestra el acople de las partes de la válvula de fondo. La flapper

permanece en posición vertical, alojada en el flapper housing mientras el tubo de

flujo se despalza y se acopla con el bottom connector permitiendo el flujo normal

del pozo a través del tubing. Cuando la presión de control se pierde, el tubo de

flujo es desplazado hacia arriba por la fuerza de la espira (spring) de la válvula; de

esta forma la flapper retorna a su posición horizontal haciendo sello con el borde

del tubo de flujo y cerrando de esta forma la válvula.

222

ANEXO 4.3: DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS

CON VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE FONDO

Figura A4.2: Diagrama de completación del pozo CUY-14.


223



224



225



226

Figura A4.5: Diagrama de completación del pozo SSH-12D.


227

ANEXO 5.1: COSTO DE LOS EQUIPOS DE SEGURIDAD

Tabla A5.1: Costo individual de diversos equipos de seguridad, incluyendo costos operativos.


Válvula Titán Válvula de seguridad de subsuelo de 5 ½”, recuperable con tubería. Rosca EUE.

76000.00

Válvula Onyx Válvula de seguridad de subsuelo de 3 ½”, recuperable con tubería, no ecualizada.

305000.00

Válvula Neptune Válvula de seguridad de subsuelo cargada con nitrógeno, 4 ½”, recuperable con tubería, no ecualizada.

220000.00

Válvula Serie T Válvula de seguridad de subsuelo 4 ½” x 3.81”, recuperable con tubería.

69700.00

Válvula Modelo J Válvula de seguridad de subsuelo de 3 ½” para inyección recuperable con wireline.

20000.00

Válvula Modelo A Válvula de seguridad de subsuelo de 3 ½” recuperable con wireline.

15000.00

Válvula Serie V Válvula de seguridad de subsuelo de 3 ½” recuperable con wireline.

21800.00

Válvula Modelo VR Válvula de seguridad de subsuelo para control del anular, 7 �” x 2 �”.

22000.00

Válvula Modelo CASV Válvula de seguridad de subsuelo para control del anular, 9 �” x 4 ½”.

90000.00

Línea de Control Carrete de 205’ de línea de control de ¼” x 0.152”

880.00

Actuador CSWC Actuador hidráulico para válvulas de compuerta de 2”, 4” y 5”

24000.00

Actuador Modelo E Actuador hidráulico para válvulas de compuerta de 2”, 4” y 5”

10000.00

Actuador Modelo J Actuador hidráulico con pistón de 7” para válvulas de compuerta de 4”

25000.00

Actuador Modelo K Actuador hidráulico para válvulas de compuerta de 2”

18000.00

Actuador Modelo RV Actuador hidráulico para válvulas de compuerta de 4”

8000.00

Actuador Modelo SH Actuador hidráulico con pistón de 5” para válvulas de compuerta de 2”, 3” y 4”.

18000.00

Actuador Modelo DAH Actuador hidráulico con pistón de 5” para válvulas de compuerta de 4”

13000.00

Actuador Pneumaster Actuador neumático con pistón de 12” para válvulas de compuerta de 2”, 3” y 4”

7500.00

Actuador Tipo Pistón Actuador neumático para válvulas de compuerta de 4”

13000.00

Actuador Dia-Flex Actuador neumático con pistón de 12” para válvulas de compuerta de 4”

7000.00

Actuador Modelo DAV Actuador neumático con pistón de 12” para válvulas de compuerta de 4”

4000.00

Panel de control Panel sencillo (1 pozo) de control, aluminio de 2” sin componentes de control, para operación manual.

24500.00


22

8

FASE DE PRODUCCIÓN

64787.13

64787.13

30205.10

121535.97

121535.97

121535.97

121535.97

64751.93

121535.97

OTROS PUNTOS DE CONTROL

-

-

-

-

-

-

91330.87

91330.9

91330.9

-

91330.9

PUNTOS DE

CONTROL

64787.13

64787.13

30205.10

30205.10

48689.09

42641.78

30205.10

30205.10

30205.10

64751.93

30205.10

UNIONES

1624.00

1624.00

-

-

-

-

-

-

-

1624.00

-

CONEXIONES

526.88

526.88

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

526.88

144.00

LÍNEA DE CONTROL

7092.80

7092.80

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

7057.60

17.60

VÁLVULA DE SUPERFICIE

243.45

243.45

243.50

243.50

527.49

380.18

243.50

243.50

243.50

243.45

243.50

ACTUADOR

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

20000.00

14100.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

VÁLVULA DE FONDO

24000.00

24000.00

-

-

-

-

-

-

-

24000.00

-

COSTOS (USD$)

SISTEMA DE

CONTROL

21000.00

21000.00

19500.00

19500.00

28000.00

28000.00

19500.00

19500.00

19500.00

21000.00

19500.00

UBICACIÓN

CUY-14

CUY-23

CUY-25

CUY-09

LÍNEA MATRIZ

POWER OIL

ESTACIÓN CUYABENO

CUY-21

CUY-24D

CUY-08

CUY-22

CUY-03

PUNTO DE CONTROL

PC-15

PC-16

PC-17

PC-18

PC-20

PC-27

PC-19

PC-21

PC-22

PC-23

PC-24

ANEXO 5.2: COSTOS POR FASE DE PRODUCCIÓN

Tabla A5.2: Costos de cada de los equipos en cada Fase de Producción de la Estación Cuyabeno.

FASE DE PRODUCCIÓN

1

2

3

4

5

6

7

8

9

22

9

FASE DE PRODUCCIÓN

72994.19

121535.97

72994.19

72846.88

30205.10

72846.88

72846.88

72846.88

64825.85

72846.88

72846.88


-

-

91330.9

42789.09

42641.78

-

42641.78

42641.78

42641.78

-

42641.78

42641.78

PUNTOS DE

CONTROL

30205.10

42789.09

30205.10

30205.10

30205.10

30205.10

30205.10

30205.10

30205.10

64825.85

30205.10

30205.10

876553.60

UNIONES

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1624.00

-

-

CONEXIONES

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

526.88

144.00

144.00

LÍNEA DE CONTROL

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

7131.52

17.60

17.60


243.50

527.49

243.50

243.50

243.50

243.50

243.50

243.50

243.50

243.45

243.50

243.50

ACTUADOR

10300.00

14100.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

VÁLVULA DE FONDO

-

-

-

-

-

-

-

-

-

24000.00

-

-

COSTOS (USD$)

SISTEMA DE

CONTROL

19500.00

28000.00

19500.00

19500.00

19500.00

19500.00

19500.00

19500.00

19500.00

21000.00

19500.00

19500.00

UBICACIÓN

CUY-11

ESTACIÓN CUYABENO

CUY-15

CUY-16

CUY-20

CUY-26

CUY-02

CUY-07

CUY-19

CUY-27

CUY-06

CUY-10

PUNTO DE

CONTROL

PC-25

PC-28

PC-26

PC-29

PC-30

PC-31

PC-32

PC-33

PC-34

PC-35

PC-36

PC-37


FASE DE PRODUCCIÓN

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

COSTO DEL SISTEMA DE SEGURIDAD EN EL CAMPO CUYABENO


23

0

FASE DE PRODUCCIÓN

127583.23

127583.23

127583.23

127583.23

72778.19

72778.19

72778.19

72778.19

72778.19

64787.13


-

-

-

97378.18

97378.2

48689.09

-

-

-

42573.1

42573.1

42573.1

42573.1

-

PUNTOS DE

CONTROL

30205.05

48689.09

48689.09

30205.05

30205.05

30205.05

48689.09

30205.05

42573.14

30205.05

30205.05

30205.05

30205.05

64787.13

525272.99

UNIONES

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1624.00

CONEXIONES

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

144.00

526.88

LÍNEA DE CONTROL

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

17.60

7092.80


243.45

527.49

527.49

243.45

243.45

243.45

527.49

243.45

311.54

243.45

243.45

243.45

243.45

243.45

ACTUADOR

10300.00

20000.00

20000.00

10300.00

10300.00

10300.00

20000.00

10300.00

14100.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

10300.00

VÁLVULA DE FONDO

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

24000.00

COSTOS (USD$)

SISTEMA DE

CONTROL

19500.00

28000.00

28000.00

19500.00

19500.00

19500.00

28000.00

19500.00

28000.00

19500.00

19500.00

19500.00

19500.00

21000.00

UBICACIÓN

SSH-06

ESTACIÓN SANSAHUARI

LÍNEA MATRIZ POWER OIL

SSH-04

SSH-07

SSH-02

LÍNEA MATRIZ POWER OIL

SSH-05

LÍNEA SECUNDARIA POWER OIL

SSH-11

SSH-08

SSH-10

SSH-09

SSH-12D

PUNTO DE

CONTROL

PC-02

PC-01

PC-06

PC-03

PC-04

PC-05

PC-12

PC-08

PC-07

PC-09

PC-10

PC-11

PC-13

PC-14

Tabla A5.3: Costos de cada de los equipos en cada Fase de Producción de la Estación Sansahuari.

FASE DE PRODUCCIÓN

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

COSTO DEL SISTEMA DE SEGURIDAD EN EL CAMPO SANSAHUARI


231

ANEXO 5.3: COSTOS DE REMEDIACIÓN AMBIENTAL PARA EL

DISTRITO ORIENTE

Tabla A5.4: Perjuicios por derrames presentados en Lista Pública para el periodo Mayo 2002 – Julio 2006.

REF. N° FECHA CONTRATISTA ÁREA / SECTOR ÁREA

ESTIMADA (m2)

COSTO (USD$)

124351 15/05/02 Pecs Iecontsa Área Sacha 22500.00 726300.00125354 21/06/02 Pecs Iecontsa Área Sacha 30300.00 8689908.00129301 30/06/02 Arcoil Área Libertador 13665.61 418577.63129302 30/06/02 Arcoil Área Libertador 3426.08 90647.74129306 30/06/02 Arcoil Área Libertador 6623.15 174161.35124408 30/06/02 Pecs Iecontsa Área Libertador 5000.00 161400.00124417 05/09/02 Arcoil Área Libertador 3385.00 110605.15108710 18/09/02 PTI Área Libertador 3220.00 174900.00108719 21/11/02 PTI Área Libertador 3400.00 83515.00124420 28/12/02 PTI Área Auca 4300.00 93015.00124419 28/12/02 PTI Área Auca 4200.00 92615.00124420 28/12/02 PTI Área Auca 4300.00 93015.00

Subtotal 2002 104319.84 10908659.87129321 04/02/03 PTI Área Auca 7100.43 148689.47108726 09/02/03 Congeminpa Área Libertador 2591.00 40208.68108733 11/03/03 Garner Área Libertador 16988.55 377810.59108732 11/03/03 PTI Área Auca 11480.00 255338.00108731 11/03/03 PTI Área Auca 4890.00 105702.00129312 11/03/03 PTI Área Auca 3051.00 68647.50108736 15/03/03 Congeminpa Área Libertador 1752.00 96483.05129317 01/04/03 Ecuavital Área Auca 17989.16 348989.70108748 02/04/03 Arcoil Área Libertador 1342.00 37286.38108749 02/04/03 Arcoil Área Libertador 5878.00 179868.34135303 19/04/03 Ecuavital Área Libertador 180975.06 4852835.57129322 28/05/03 PTI Área Auca 8082.22 176416.00129319 28/05/03 PTI Área Auca 8140.43 178427.10129335 13/08/03 Microbac Área Libertador 7320.00 152157.50135301 18/08/03 PTI Área Auca 97728.40 2302255.00129348 13/09/03 Microbac Área Libertador 3308.00 117928.62135304 19/09/03 Pecs Iecontsa Área Libertador 23930.07 1744594.00135308 03/10/03 Ecuavital Área Libertador 10567.80 840888.97135307 04/10/03 Microbac Área Libertador 72208.15 3936636.77135306 15/10/03 Congeminpa Área Libertador 43000.00 674240.00135309 29/10/03 Arcoil Área Shushufindi 64518.41 1976198.89135310 24/11/03 Garner Área Lago Agrio 9460.29 209939.22135311 01/12/03 Garner Área Libertador 21722.96 498938.93135313 03/12/03 Ecuavital Área Sacha 7753.31 150414.21135315 08/12/03 Ecuavital Área Sacha 20062.24 402523.56124419 28/12/03 PTI Área Auca 4200.00 92615.00

Subtotal 2003 656039.48 19966033.05135318 08/01/04 Congeminpa Área Libertador 34251.00 537055.68135319 21/01/04 Alquiser Área Libertador 7046.59 130815.20135329 16/02/04 Congeminpa Área Sacha 4719.86 74487.00135341 02/04/04 Congeminpa Área Auca 13900.62 61123.44135345 07/04/04 Garner Área Auca 482955.80 482995.80

232


REF. N° FECHA CONTRATISTA ÁREA / SECTOR ÁREA

ESTIMADA (m2)

COSTO (USD$)

120287 01/05/04 Congeminpa Área Libertador 5746.74 228919.95120284 06/05/04 Alquiser Área Libertador 1043.56 113724.19120288 06/05/04 Ecuavital Área Sacha 7250.87 134517.31120286 10/05/04 Congeminpa Área Libertador 12368.54 180901.37143152 18/05/04 Ecuavital Área Libertador 876733.52 13739058.58143173 20/05/04 Garner Área Auca 67656.57 1655432.21143164 23/05/04 Congeminpa Área Libertador 22497.56 374265.18120298 03/06/04 Ecuavital Área Sacha 13055.81 337312.90143172 03/06/04 Garner Área Auca 56186.16 1369747.87143150 15/06/04 Congeminpa Área Lago Agrio 25830.74 364427.13120289 16/06/04 Alquiser Área Lago Agrio 32262.00 570392.16143182 28/10/04 Alquiser Área Libertador 18678.83 435142.03143179 28/10/04 Congeminpa Área Libertador 27652.70 407249.82143181 28/10/04 Congeminpa Área Auca 9964.37 248078.72143184 10/11/04 Microbac Área Libertador 54268.52 2151290.88143190 08/12/04 Congeminpa Área Auca 286141.17 4576063.58

Subtotal 2004 2060211.53 28173001.00152893 08/02/06 Ecuavital Área Libertador 615066.19 12657980.68158832 30/05/06 Congeminpa Área Auca 131511.26 1629792.83158840 05/06/06 Congeminpa Área Shushufindi 157985.53 2148520.82158841 07/06/06 Justice Área Libertador 39711.78 647664.16162702 10/06/06 Congeminpa Área Auca - 50497.77162709 30/06/06 Congeminpa Área Auca 46600.22 637748.30162708 25/07/06 Justice Área Libertador 17094.23 231838.48

Subtotal 2006 1007969.21 18004043.04TOTAL 3828540.06 77051737.36


14667205.29

1144758.51

46425429.52

10515462.98

4298881.06

0

10000000

20000000

30000000

40000000

50000000

CO

ST

OS

(U

SD

$)

AUCA LAGO AGRIO LIBERTADOR SACHA SHUSHUFINDI

ÁREA / CAMPO

COSTOS POR DERRAMES REMEDIADOS EN EL DISTRITO ORIENTEMAYO 2002 - JULIO 2006

Figura A5.1: Costos por derrames remediados en el Distrito Oriente (2002 – 2006).


233

1270377.81

67553.03

2155840.04

105642.09229127.09

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

ÁR

EA

(m

2)

AUCA LAGO AGRIO LIBERTADOR SACHA SHUSHUFINDI

ÁREA / CAMPO

ÁREA CONTAMINADA (REMEDIADA) POR DERRAMES EN EL DISTRITO ORIENTEMAYO 2002 - JULIO 2006

Figura A5.2: Área contaminada y remediada en el Distrito Oriente (2002 – 2006).


73990919.80

5105736.89

12585775.50

30806085.96

769320.72

24724000.73

0.00

20000000.00

40000000.00

60000000.00

80000000.00

CO

ST

O (

US

D$

)

TOTAL DISTRITO SHUSHUFINDI SACHA LIBERTADOR LAGO AGRIO AUCA

ÁREA / CAMPO

VALORIZACIÓN DE DERRAMES POR REMEDIAR EN EL DISTRITO ORIENTE2002 - 2007

Figura A5.3: Valorización de derrames por remediar en el Distrito Oriente (2002 – 2007).


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