ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN EN EL CAMPO LIBERTADOR PROYECTO...
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y
PETRÓLEOS
ESTUDIO DE POZOS CERRADOS PARA SU REHABILITACIÓN E INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN EN EL CAMPO LIBERTADOR
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS
SANTIAGO MAURICIO CÁCERES LÓPEZ
OSWALDO ROBERTO PURUNCAJAS PATIN
DIRECTOR: ING. GERARDO BARROS
Quito, Junio 2012
II!
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DECLARACIÓN
Nosotros, Santiago Mauricio Cáceres López y Oswaldo Roberto Puruncajas Patin,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no
ha sido presentado previamente para ningún grado o calificación personal; y que
hemos consultado las referencias bibliográficas que incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa
institucional vigente.
_____________________________ ______________________________
Santiago Mauricio Cáceres López Oswaldo Roberto Puruncajas Patin
III!
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CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Santiago Mauricio Cáceres López
y Oswaldo Roberto Puruncajas Patin bajo mi supervisión.
________________________
ING. GERARDO BARROS
Director del Proyecto
IV!
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AGRADECIMIENTO
A Dios, quien siempre vive en mi corazón, es mi fortaleza y guía en todos los
momentos de mi vida.
A mi familia y mis amigos por siempre apoyarme en todo momento.
A mi amigo Oswaldo, con quien hemos pasado momentos difíciles pero con sacrificio,
terminamos este proyecto.
A la Escuela Politécnica Nacional y de manera especial a la Facultad de Ingeniería en
Petróleos.
Al Ing. Gerardo Barros, por haber dirigido acertadamente el presente proyecto de
titulación, por sus conocimientos y su paciencia demostrada en todo momento.
Al personal de Petroproducción, Campo Libertador, Campamento “Guarumo”, por
permitir que el presente trabajo se lleve a cabo.
A mis amigos: Diego Bastidas, Milton Angulo y Mauricio Unapanta por la colaboración
valiosa prestada para la culminación de este proyecto.
Santiago
V!
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AGRADECIMIENTO
A Dios y mi familia.
Un agradecimiento especial a Santiago quien ha sido el empuje necesario en el desarrollo del
presente trabajo.
Diego, Mauricio, Milton sin su apoyo no hubiese sido posible la culminación de éste proyecto.
Y a todas las personas que de una u otra manera han contribuido con su granito de arena para
dar termino a este trabajo.
Oswaldo
VI!
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DEDICATORIA
A Dios, por darme la vida y sabiduría para ser un hombre piadoso.
A mi Madre Zoila, por su inmenso amor, ternura y ser la luz en mi corazón, todos los
días de mi vida.
A mi Padre Galo, por su apoyo total, comprensión y amor en los momentos más
difíciles de mi vida.
A mi hermano Roberto, por ser mi amigo, mi ejemplo y confiar siempre en mí.
A mi hermana Marisol, mis sobrinos Gabriel y Thomas por ser mi alegría.
A mi abuelita Liceña, quien hace pocos dias Dios la llamo a su presencia, siempre te
llevo en mis pensamientos y mi corazón.
A mi tío Víctor, mis tías Mercedes, Blanquita y Patricia, por su cariño y constante apoyo
en toda mi carrera.
A mi tía Rosita López, por su apoyo incondicional en todos los momentos de mi carrera.
A mis primos y amigos, con los que he pasado momentos hermosos que jamás
olvidare.
Santiago
VII!
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DEDICATORIA
DIOS, que siempre estás ahí y me has rodeado de aquellas personas que quiero y me quieren.
A mis padres ROSARIO y SEGUNDO, que con su esfuerzo y sacrificio son y serán el pilar
fundamental de mi educación.
A mis hermanos ADRIANA y ALEX quienes han sido un apoyo y empuje en toda mi vida.
A MARTHA, la compañera incondicional, que DIOS puso en mi camino.
A MELY y DANY la alegría de mi vida.
Oswaldo
VIII!
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ÍNDICE
DECLARACIÓN…………………………………………………………………….. II
CERTIFICACIÓN…………………………………………………………………… III
AGRADECIMIENTO……………………………………………………………….. IV
AGRADECIMIENTO……………………………………………………………….. V
DEDICATORIA……………………………………………………………………… VI
DEDICATORIA……………………………………………………………………. VII
ÍNDICE…………………………………………………………………………….. VIII
ÍNDICE DE TABLAS……………………………………………………………… XIII
ÍNDICE DE GRAFICOS…………………………………………………………… XV
ÍNDICE DE MAPAS……………………………………………………………….. XV
ÍNDICE DE ANEXOS……………………………………………………………… XVI
SIMBOLOGIA………………………………………………………………………. XVII
RESUMEN………………………………………………………………………….. XX
PRESENTACIÓN………………………………………………………………….. XXI
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DEL AREA LIBERTADOR…………………………………… 1
1.1 AREA LIBERTADOR……………………………………………………….. 1
1.2 CAMPO LIBERTADOR……………………………………………………… 2
1.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS………………………….. 4
1.3.1 CAMPO SECOYA………………………………………………………. 4
1.3.2 CAMPO SHUARA………………………………………………………. 4
1.3.3 CAMPO PACAYACU…………………………………………………… 4
1.3.4 CAMPO SHUSHUQUI…………………………………………………. 5
1.3.5 CAMPO CARABOBO…………………………………………………… 5
1.3.6 CAMPO PICHINCHA……………………………………………………. 5
1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS………………………………….. 6
1.5 LITOLOGÍA DE LAS ARENAS PRODUCTORAS……………………….. 8
1.5.1 ARENA “U” SUPERIOR………………………………………………… 8
1.5.2 ARENA “U: MEDIA……………………………………………………… 8
1.5.3 ARENA “U” INFERIOR…………………………………………………. 8
IX!
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1.5.4 ARENA “T” SUPERIOR………………………………………………… 9
1.5.5 ARENA “T” INFERIOR…………………………………………………. 9
1.5.6 FORMACIÓN TIYUYACU………………………………………………. 9
1.5.7 ARENISCA BASAL TENA…………………………………………….... 10
1.6 PARÁMETROS PETROFÍSICOS DEL CAMPO LIBERTADOR………… 13
1.7 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LIBERTADOR………. 14
1.8 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN…………………………... 15
CAPÍTULO 2
CÁLCULO DE RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR…………………… 21
2.1 RESERVAS…………………………………………………………………… 21
2.1.1 RESERVAS REMANENTES…………………………………………… 21
2.1.2 RESERVAS PROBADAS………………………………………………. 22
2.1.3 RESERVAS PROBABLES…………………………………………….. 22
2.1.4 RESERVAS POSIBLES………………………………………………… 22
2.2 MÉTODO VOLUMÉTRICO…………………………………………………... 22
2.3 VOLUMEN DE PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO – POES……………… 23
2.3.1 CÁLCULO DE LAS RESERVAS INICIALES………………………… 23
2.4 CURVAS DE DECLINACIÓN………………………………………………… 26
2.5 POZOS CERRADOS EN EL CAMPO LIBERTADOR…………………….. 29
CAPITULO 3
ESTUDIO DE LOS POZOS CERRADOS A SER REHABILITADOS EN EL
CAMPOLIBERTADOR……………………………………………………………. 42
3.1 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO………………………………. 42
3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN……………………………………………… 42
3.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS
CERRADOS………………………………………………………………………… 43
3.3.1CAMPO CARABOBO…………………………………………………….. 43
3.3.1.1 Pozo Carabobo – 05……………………………………….......... 43
3.3.1.2 Pozo Carabobo – 06…………………………………………….... 43
3.3.2 CAMPO PACAYACU……………………………………………………. 45
3.3.2.1 Pozo Pacayacu – 01……………………………………………… 45
X!
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3.3.3.1 Pozo Pacayacu – 03…………………………………………….. 48
3.3.3 CAMPO PICHINCHA…………………………………………………… 50
3.3.3.1 Pozo Pichincha – 03…………………………………………….. 50
3.3.3.2 Pozo Pichincha – 06…………………………………………….. 53
3.3.3.3 Pozo Pichincha – 08…………………………………………….. 56
3.3.3.4 Pozo Pichincha – 12…….………………………………………. 60
3.3.4 CAMPO SECOYA………………………………………………………. 63
3.3.4.1 Pozo Secoya – 06……………………………………………….. 63
3.3.4.2 Pozo Secoya – 07B……………………………………………… 65
3.3.4.3 Pozo Secoya – 09……………………………………………….. 67
3.3.4.4 Pozo Secoya – 12……………………………………………….. 69
3.3.4.5 Pozo Secoya – 13……………………………………………….. 71
3.3.4.6 Pozo Secoya – 23……………………………………………….. 73
3.3.4.7 Pozo Secoya – 26……………………………………………….. 76
3.3.4.8 Pozo Secoya – 30……………….............................................. 78
3.3.5 CAMPO SHUARA……………………………………………………….. 80
3.3.5.1 Pozo Shuara – 05………………………………………………… 80
3.3.5.2 Pozo Shuara – 08………………………………………………… 81
3.3.5.3 Pozo Shuara – 11………………………………………………… 83
3.3.5.4 Pozo Shuara – 15………………………………………………… 86
3.3.5.5 Pozo Shuara – 16………………………………………………… 88
3.3.5.6 Pozo Shuara – 17………………………………………………… 89
3.3.5.7 Pozo Shuara – 21………………………………………………… 91
3.3.5.8 Pozo Shuara – 22………………………………………………… 92
3.3.5.9 Pozo Shuara – 23………………………………………………… 94
3.3.5.10 Pozo Shuara – 27……………………………………………..... 95
3.3.6 CAMPO SHUSHUQUI…………………………………………………… 96
3.3.6.1 Pozo Shushuqui – 01…………………………………………….. 96
3.3.6.2 Pozo Shushuqui – 02…………………………………………….. 99
3.3.6.3 Pozo Shushuqui – 03……………………………………………. 103
3.3.6.4 Pozo Shushuqui – 04……………………………………………. 105
XI!
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3.3.6.5 Pozo Shushuqui – 05B………………………………………….. 108
3.3.6.6 Pozo Shushuqui – 07……………………………………………. 110
3.3.6.7 Pozo Shushuqui – 09……………………………………………. 111
3.3.6.8 Pozo Shushuqui – 11……………………………………………. 113
3.3.6.9 Pozo Shushuqui – 15……………………………………………. 114
3.3.6.10 Pozo Shushuqui – 16…………………………………………… 116
3.3.6.11 Pozo Shushuqui – 19…………………………………………… 119
3.3.6.12 Pozo Shushuqui – 20…………………………………………… 120
CAPITULO 4
SELECCIÓN DE TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO A REALIZARSE
EN LOS POZOS A SER REHABILITADOS…………………………………….. 122
4.1 CRITERIOS UTILIZADOS PARA LA SELECCIÓN DE POZOS A SER
REHABILITADOS………………………………………………………………… 122
4.2 ANALISIS DE LOS POZOS CERRADOS DEL CAMPO LIBERTADOR 123
4.3 PROGRAMA DE REACONDICIONAMIENTO PARA LOS POZOS
SELECCIONADOS……………………………………………………………….. 128
4.4 PROBLEMAS DE PRODUCCION DE LOS POZOS SELECCIONADOS 128
4.5 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO PROPUESTOS PARA LOS
POZOS SELECCIONADOS………………………………………………………. 129
4.6 DISEÑO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES)………….......... 140
4.6.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE………………………………….. 140
4.6.1.1 Generalidades…………………………………………………….. 140
4.6.1.2 Sistema de Bombeo Electrosumergible………………………... 141
4.6.1.3 Ventajas y Desventajas del Bombeo Electrosumergible……... 143
4.6.1.4 Parámetros Generales de Diseño …………………………....... 143
4.6.1.5 Ejemplo de Diseño de Bombeo Electrosumergible……………. 144
4.7 DISEÑO DE BOMBEO HIDRAULICO (BH)………………………………... 151
4.7.1 BOMBEO HIDRAULICO…………………………………………………. 151
4.7.1.1 Generalidades…………………………………………………….... 151
4.7.1.2 Sistema de Bombeo Hidráulico………………………………….. 151
XII!
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4.7.1.3 Componentes……………………………………………………... 152
4.7.1.4 Ventajas y Desventajas del Bombeo Hidráulico……………… 155
4.7.1.5 Parámetros Generales de Diseño……………………………… 156
4.7.1.6 Ejemplo de Diseño de Bombeo Hidráulico……………………. 156
CAPÍTULO 5………….…………………………………………………………… 162
ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO…………………………………………. 162
5.1 ANÁLISIS TÉCNICO…………………………………………………………. 162
5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO……………………………………………………. 162
5.2.1 PARAMETROS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO……………….. 163
5.2.1.1 Valor Actual Neto (VAN)………………………………………… 163
5.2.1.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)………………………………….. 163
5.2.1.3 Relación Costo Beneficio (RCB)……………………………….. 164
5.2.2 COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS…………….. 167
5.2.3 INGRESOS………………………………………………………………. 170
5.2.4 EGRESOS……………………………………………………………….. 170
5.3 CRONOGRAMA DE TRABAJOS…………………………………………… 170
5.3.1 HIPOTESIS EN LA QUE SE BASA EL ANALISIS ECONOMICO…. 171
5.3.2 RESULTADOS FINALES DE LAS PROYECCIONES
PROPUESTAS…………………………………………………………………. 178
CAPITULO 6………………………………………………………………………. 179
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………………….. 179
6.1 CONCLUSIONES…………………………………………………………….. 179
6.2 RECOMENDACIONES…………………………………………………….... 180
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS…………………………………….……… 181
ANEXOS…………………………………………………………………………... 183
XIII!
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INDICE DE TABLAS
CAPITULO 1
Tabla 1.1 Distribución de Pozos del Campo Libertador……………………… 2
Tabla 1.2 Distribución de Pozos por Tipo de Levantamiento Artificial….…… 3
Tabla 1.3 Producción Mensual de Crudo del Campo Libertador……………. 3
Tabla 1.4 Propiedades Petrofísicas…………………………………………….. 13
Tabla 1.5 Datos PVT……………………………………………………………… 13
Tabla 1.6 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Secoya……. 15
Tabla 1.7 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Shushuqui.. 17
Tabla 1.8 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Pichincha… 18
Tabla 1.9 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Shuara…… 19
CAPITULO 2
Tabla 2.1 Pozos Cerrados del Campo Libertador……………………………… 30
Tabla 2.2 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Carabobo 31
Tabla 2.3 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Pacayacu 31
Tabla 2.4 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Pichincha 32
Tabla 2.5 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Secoya 33
Tabla 2.6 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Shuara 35
Tabla 2.7 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Shushuqui 37
Tabla 2.8 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Libertador (Curvas de Declinación.)………………………………………………………………….…. 40
CAPITULO 4
Tabla 4.1 Pozos Cerrados y Últimos Datos de Producción…………………… 123
Tabla 4.2 Datos Mecánicos, de Producción y Condiciones de los Fluidos Pozo Carabobo – 06……………………………………………………………………… 146
XIV!
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Tabla 4.3 Parámetros de la Bomba Electrosumergible seleccionada…………….………………………………………………………… 148 Tabla 4.4 Datos Mecánicos, de Producción y Condiciones de los Fluidos Pozo Shushuqui - 19…............................................................................................ 157 Tabla 4.5 Parámetros de la Bomba Hidráulica seleccionada………………… 161
CAPITULO 5
Tabla 5.1 Proyección Propuesta para el Incremento de la Producción........ 165
Tabla 5.2 Costos para Sistema de Levantamiento Artificial Hidráulico…… 167
Tabla 5.3 Costos para Squeeze……………………………………………….. 167
Tabla 5.4 Costos para Repunzonamiento……………………………………. 167
Tabla 5.5 Costos para Sistema de Levantamiento Artificial BES………….... 168
Tabla 5.6 Objetivos de Reacondicionamiento, Tiempo Estimado y Costos.. 168
Tabla 5.7 Primera Proyección (Precio BF= 101 USD)……………………… 172
Tabla 5.8 Segunda Proyección (Precio BF=101 USD)……………………… 173
Tabla 5.9 Primera Proyección (Precio BF= 80 USD)……………………….. 174
Tabla 5.10 Segunda Proyección (Precio BF= 80 USD)…………………….. 175
Tabla 5.11 Primera Proyección (Precio BF= 50 USD)……………………… 176
Tabla 5.12 Segunda Proyección (Precio BF= 50 USD)…………………….. 177
Tabla 5.13 Resultados Finales Primer Proyecto……………………………… 178
Tabla 5.14 Resultados Finales Segundo Proyecto…………………………… 178
XV!
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INDICE DE FIGURAS
CAPITULO 1
Figura 1.1 Ubicación del Campo Libertador…………………………………… 2
Figura 1.2 Mapa de Ubicación de los Primeros Pozos en el Campo Libertador 6
Figura 1.3 Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca Oriente Ecuatoriana 10
CAPITULO 4
Figura 4.1 Equipo BES de Fondo y de Superficie…………………………….. 141
Figura 4.2 Equipo BES de Subsuelo……………………………………………. 142
Figura 4.3 Curva Actual del Rendimiento de la Bomba………………………. 149
Figura 4.4 Equipo superficial de Bombeo Hidráulico…………………………. 152
Figura 4.5 Bomba Hidráulica Tipo Pistón……………………………………… 153
Figura 4.6 Bomba Hidráulica Tipo Jet…………………………………………. 154
INDICE DE MAPAS
CAPITULO 1
Mapa 1.1 Mapa Estructural Campo Libertador a la Base de la Caliza “A”…. 7
Mapa 1.2 Mapa Estructural Campo Libertador Tope “U Inferior”……………. 11
Mapa 1.3 Mapa Estructural Campo Libertador Tope “T Inferior”……………. 12
XVI!
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INDICE DE ANEXOS
ANEXO 1 Gráficos Curvas de Declinación de Producción de Pozos
Seleccionados…………………………………………………………………….. 184
ANEXO 2 Gráficos de Historial de Producción y Corte de Agua (%)de los Pozos
Cerrados Seleccionados……………………………………………..………….. 199
ANEXO 3 Diagramas de Completacion de los Pozos Seleccionados……… 225
XVII!
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SIMBOLOGIA
SÍMBOLO DEFINICIÓN
A Área
Amp Amperios
API American Petroleum Institute
BAPD Barriles de agua por día
BFPD Barriles de fluido por día
BPPD Barriles de petróleo por día
BES Bombeo electro sumergible
BF Barriles fiscales
BH Bombeo Hidráulico
BHT Bottom Hole Temperature
Bls Barriles
BM Bombeo Mecánico
Boi Factor volumétrico inicial del petróleo
Bw Factor volumétrico del agua
“BT” Arena Basal Tena
B’UP Prueba de restauración de presión
BSW Botton Sediments and Water
CAP Contacto agua – petroleo
CAR Carabobo
cp Centipoise
EF Eficiencia
Fnck Flujo neto de caja
XVIII!
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FR Factor de recobro
°F Grados Farenheit
ft Pies
GL Gas Lift
GOR Razón Gas – Petróleo
Hz Hertz
IP Índice de Productividad
K Permeabilidad
ho Espesor de petróleo
Km Kilometros
md Milidarcy
N Petróleo inicial en el yacimiento
Np Petróleo producido
Nr Petróleo remanente
Pc Presión del cabezal
PCY Pacayacu
POES Petróleo original en sitio
Pr Presión de reservorio
Pb Presión de burbuja
psi Pounds per square inch
PVT Presión Volumen Temperatura
Pwf Presión de fondo fluyente
Qf Caudal de fluido
RCB Relación Costo Beneficio
RGP Relación Gas – Petróleo
XIX!
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RPM Revoluciones por minuto
Rw Resistividad del agua
SEC Secoya
SHU Shuara
SSQ Shushuqui
Sw Saturación de agua
“T” Arena T
“Ti” Arena T inferior
TIR Tasa Interna de Retorno
TIRm Tasa Interna de Retorno mensual
“Ts” Arena T superior
“TY” Arena Tiyuyacu
“Us” Arena U superior
“Ui” Arena U inferior
V Voltios
VAN Valor Actual Neto
Vr Volumen de la roca
Ø Porosidad
XX!
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RESUMEN
El presente proyecto tiene por objetivo, incrementar la producción actual de petróleo en
el Campo Libertador, mediante el análisis de los pozos cerrados, nuevas zonas a ser
evaluadas y el diseño del sistema de levantamiento artificial, utilizando la información
técnica disponible hasta Septiembre del 2011.
Para la elaboración de este proyecto, en el archivo de Petroproducción, tanto en Quito
como en el Distrito Amazónico, se recopilo historiales de reacondicionamiento,
historiales de producción, pruebas de restauración de presión, para la realización del
mismo.
Se realizo también la recolección de información de los parámetros petrofísicos de
cada pozo, datos PVT, y en base a estos datos, se realizo el cálculo de reservas por el
método volumétrico, con lo que se determino el POES y reservas remanentes para los
respectivos pozos y sus arenas productoras.
Posteriormente se presento una propuesta técnica para cada pozo basada en los
resultados obtenidos. Además se analiza la posibilidad de rehabilitar zonas que
actualmente se encuentran cerradas por diferentes causas o que no han sido
punzonadas, y se propone trabajos y alternativas viables para incrementar la
producción.
Realizamos una evaluación económica que incluye los trabajos propuestos, los costos
para llevarlos a cabo, ingresos, egresos y costos de producción. Valores que nos
permitieron calcular el valor actual neto y la tasa interna de retorno, con lo que se
puede determinar la factibilidad y rentabilidad del proyecto.
Finalmente presentamos las conclusiones y recomendaciones de acuerdo a los
trabajos propuestos para cada pozo en base al estudio realizado.
XXI!
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PRESENTACIÓN
Petroproducción ha visto la necesidad de incrementar la producción en los diferentes
campos del Oriente Ecuatoriano, por lo que se ha propuesto realizar un estudio de los
pozos cerrados en el Campo Libertador.
El presente proyecto consta de seis capítulos. En el primer capítulo se detalla, la
ubicación geográfica, descripción geológica, propiedades del fluido, análisis de núcleos,
análisis petrofísicos con lo cual se determinan las propiedades del reservorio, historial
de producción, estado actual del campo y facilidades de producción existentes en el
Campo Libertador.
En el segundo capítulo se realiza el cálculo de reservas remanentes de petróleo a
través de dos métodos (Volumétrico y Curvas de Declinación), de los pozos que se
encuentran actualmente cerrados en el Campo Libertador.
En el tercer capítulo se realiza un resumen de los trabajos de reacondicionamiento
realizados y de los historiales de producción de todos los pozos que se encuentran
cerrados en el Campo Libertador.
En el cuarto capítulo se realiza la selección de los pozos a ser rehabilitados y se
propone las alternativas viables para incrementar la producción del campo (trabajos de
reacondicionamiento, cambio de sistema de levantamiento artificial, etc.) para cada
pozo seleccionado en el presente estudio.
En el quinto capítulo se presenta una proyección del posible incremento de la
producción que se obtendrá, los costos y tiempo de ejecución de los mismos, para
posteriormente realizar el análisis técnico – económico del proyecto.
En el sexto capítulo se presentan algunas conclusiones y recomendaciones a ser
consideradas.
1
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DEL AREA LIBERTADOR
1.1 AREA LIBERTADOR
El Área Libertador constituye una de las áreas productoras de petróleo más
importantes del Distrito Amazónico. Se encuentra ubicada en la parte norte de la
Cuenca Oriente, en la provincia de Sucumbíos; está conformada por los siguientes
campos: Alama, Atacapi, Chanangue, Ocano, Parahuacu, Peña Blanca, Libertador,
Cuyabeno, Sansahuari, Singue, Tetete, Tapi, Frontera, Víctor Hugo Ruales (VHR).
1.2 CAMPO LIBERTADOR
Se encuentra ubicado en el Nororiente ecuatoriano, en la provincia de Sucumbíos,
entre las coordenadas geográficas de 00! 04' Sur a 00! 06' Norte y de 76! 33' 00" a
76! 36' 30" Oeste; cubre un área aproximada de 20 Km. de dirección Norte - Sur por
5 Km. de dirección Este - Oeste. Está formado por los altos estructurales principales
asimétricos fallados y de bajo relieve denominados Secoya y Shuara, y de los altos
secundarios Shushuqui, Pacayacu, Pichincha y Carabobo, (Figura 1.1).
Descubierto con la perforación del pozo exploratorio Secoya Oeste 01, entre el 31 de
enero al 28 de febrero de 1980, llegando a la profundidad total de 9.750 pies;
posteriormente en los años 1981, 1982 y 1983 CEPE (Corporación Estatal Petrolera
Ecuatoriana) sigue con la perforación de las estructuras, Shuara, Shushuqui y
Pichincha con los pozos exploratorios, Shuara-01, Shushuqui-01 y Guarumo-01
(rebautizado posteriormente como Pichincha-01) respectivamente.
El campo Libertador produce de los reservorios: “U”, “T” y marginalmente de Basal
Tena, el crudo tiene un promedio de 30 grados API; la estructura Secoya ha aportado
con la mayor producción; las estructuras Pacayacu y Carabobo, son estructuras
petrolíferas pobres.
ElaborFuente
ElaborFuente
ado por: Santi
: Petroproducc
Productore
53
ado por: Santi
: Petroproducc
Figu
iago Cáceres y
ción
Tabla 1.1
es Cerrado
37
iago Cáceres y
ción
ura 1.1 Ubica
y Oswaldo Puru
Distribución
os Reinyecto
7
y Oswaldo Puru
ación del Cam
uncajas
n de Pozos d
oresAband
uncajas
mpo Libertad
del Campo Li
donados D
7
dor
ibertador
Direccionale
3
sTotal
pozos
107
2
3
Tabla 1.2 Distribución de Pozos por Tipo de Levantamiento Artificial
Pozos Productores Pozos Cerrados METODO
0 1 FN
42 12 BES
8 15 BHJ
0 2 BHP
0 2 BM
3 5 G
TOTAL = 53 TOTAL = 37
Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas
Fuente: Petroproducción
Nomenclatura utilizada en la tabla 1.2:
FN = Flujo Natural
BES = Levantamiento por Bombeo Electro sumergible
BHJ = Levantamiento por Bombeo Hidráulico Tipo Jet
BHP = Levantamiento por Bombeo Hidráulico Tipo Pistón
BM = Levantamiento por Bombeo Mecánico
G = Levantamiento por Gas Lift
Tabla 1.3 Producción Mensual de Crudo del Campo Libertador
ESTRUCTURA BF(fluido) BF(crudo) BF(agua) Sw (%)
CARABOBO 0 0 0
PACAYACU 49.244 17.550 30.838 63,73
PICHINCHA 273.267 51.895 217.093 69,13
SECOYA 916.196 253.925 622.470 74,47
SHUARA 396.615 65.107 325.128 82,25
SHUSHUQUI 185.390 62.137 119.680 68,82
TOTAL 1.820.712 450.614 1.315.209
Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas
Fuente: Petroproducción
4
1.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS
1.3.1 CAMPO SECOYA
Está ubicado en la parte Sur-Occidente del campo Libertador, junto al campo Shuara
al Sur del campo Shushuqui, (figura 1.2). Su estructura fue descubierta con la
perforación del pozo SEC-01 entre enero y febrero de 1980. Tiene una extensión
aproximada de 684.5 Km2.
El alineamiento Occidental de altos Secoya-Shushuqui está representado por dos
estructuras anticlinales, la estructura Shushuqui ubicada al Norte y la estructura
Secoya ubicada al Sur. El campo Secoya muestra una estructura anticlinal, limitada
en la parte Este por una falla que corre de Norte a Sur y por el Norte, Sur y Oeste
por los cierres estructurales de “Ui” (8186 ft) y “T” (8357 ft); coincidiendo este último
cierre estructural con la proyección del CAP del pozo vecino SHU-01
1.3.2 CAMPO SHUARA
Está ubicado en la parte Sur-este del campo Libertador, junto al campo Secoya al
Norte del campo Pichincha y Sur del campo Pacayacu, tal como se muestra en la
figura 1.2. El pozo SHU-01 dista 2.7 Km del pozo SEC-01, aproximadamente a 12
Km al N-E del pozo Aguarico-02 y a 12 Km., al S-E del pozo Atacapi-01.
Su estructura fue descubierta con la perforación del pozo SHU-01 entre Febrero y
Marzo de 1980. El alineamiento oriental Pacayacu – Shuara se presenta como una
sola estructura alargada, significativamente más estrecha que el alineamiento
Secoya – Shushuqui con 1.2 kilómetros de ancho, una longitud de 9.5 kilómetros y
60 pies de cierre estructural vertical (mapa estructural 1.1). Los cierres efectivos de
Norte y Sur son 60 pies y 5 pies, respectivamente, a 8 350 pies.
1.3.3 CAMPO PACAYACU
El campo Pacayacu se encuentra ubicado en la parte Nor – Oriental de Libertador,
junto al campo Shushuqui al Norte del campo Shuara (figura 1. 2). Su estructura fue
5
descubierta en Diciembre de 1982 con la perforación del pozo PCY-01. Del análisis e
interpretación de los datos obtenidos del pozo se revela que la estructura Pacayacu
también formaba parte del campo Libertador.
El eje Oriental del campo Libertador presenta dos estructuras, Pacayacu al Norte y
Shuara al Sur. Este alineamiento Pacayacu – Shuara se muestra como una sola
estructura alargada significativamente más estrecha que el alineamiento Shushuqui –
Secoya.
La estructura Pacayacu se encuentra limitada al Oriente por una falla que recorre de
Norte a Sur todo el campo Libertador. El anticlinal Pacayacu tiene un cierre
estructural de 140 pies.
1.3.4 CAMPO SHUSHUQUI
Está ubicado en la parte Nor – Occidente del campo Libertador, al Sur del campo
Pacayacu (figura 1.2). Su estructura fue descubierta con la perforación del pozo
SSQ-01 en el año de 1980. Las zonas productoras de mayor importancia constituyen
las arenas “T” y “U”inf. Pertenecientes a la formación Napo, las mismas que se
encuentran a una profundidad de 8276´y 8123´, respectivamente.
1.3.5 CAMPO CARABOBO
Está ubicado en la parte Sur – Occidente del campo Libertador, al Nor-Este del
campo Pichincha, tal como se muestra en la figura 1.2. El campo Carabobo se inicio
con el pozo CAR-01 perforado en el año de 1983, este campo es considerado con
una baja actividad petrolífera.
1.3.6 CAMPO PICHINCHA
Está ubicado en la parte Sur del campo Libertador, al norte del campo Carabobo y al
Sur de los campos Shuara y Secoya (figura 1.2). El campo Pichincha se inicio con el
pozo exploratorio Guarumo-1 que más tarde fue rebautizado como Pichincha-1, junto
con el campo Carabobo forman parte de la estructura principal del Campo Libertador,
6
su eje principal es de 8 Km. En dirección preferencial N-S y su eje secundario de 2
Km en dirección O-E, la producción del Campo Pichincha es enviada a la estación
del mismo nombre.
Figura 1.2 Mapa de Ubicación de los Primeros Pozos en el Campo Libertador
1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS
La estructura Libertador está conformada por varios anticlinales, que llevan el mismo
nombre de los campos, orientados de Norte a Sur y separados de Este a Oeste por
fallas no continuas. Las estructuras Secoya y Shushuqui se ubican en la parte Oeste
del campo, mientras que Shuara, Pichincha, Carabobo y Pacayacu ocupan la parte
Este. Su flanco Oriental está limitado por una falla inversa que se inicia a la altura del
pozo PIC-01 y termina en el pozo PCY-05, perdiendo continuidad entre Shuara y
7
Mapa 1.1.- Mapa Estructural Campo Libertador a la Base de la Caliza “A”
8
Pacayacu. El alineamiento Occidental está limitado por fallas inversas discontinuas
contra las que cierran los campos Shushuqui y Secoya
La producción proviene de tres arenas de edad cretácea pertenecientes a la
formación Napo “Us”, “Ui” y “T”; las mismas que reciben soporte de presión de un
sistema de acuífero fuertemente activo que ha mantenido la presión sobre el punto
de burbuja. Cabe indicar que las arenas “BT” y “M-1” también aportan a la producción
del campo pero en una cantidad reducida. De la producción total del campo a la
arena “T” le corresponde el 40.1 %, a la arena “Ui” el 53.5 % y a la arena “Us” el 6.4
%. Con respecto a la producción de agua de formación, a la arena “Ui” le
corresponde el mayor porcentaje 56.9 %, a la arena “T” el 41.4 % y a la arena “Us” el
1.7 %.
1.5 LITOLOGÍA DE LAS ARENAS PRODUCTORAS
1.5.1 ARENA “U” SUPERIOR
Se define como una arena cuarzosa con frecuentes bioturbaciones y la presencia de
intercalaciones de lutita, a la base una secuencia grano-creciente y hacia arriba
secuencias grano-decrecientes de areniscas
1.5.2 ARENA “U” MEDIA
Es una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificación cruzada, ondulada y
en partes masiva hacia la base con delgadas intercalaciones lutáceas bioturbada
hacia arriba.
1.5.3 ARENA “U” INFERIOR
Arena cuarzosa, en partes algo micácea, grano decreciente, limpia, masiva, y con
estratificación cruzada a la base, laminada al techo.
9
1.5.4 ARENA “T” SUPERIOR
Se define como una arena cuarzo-glauconítica métrica de grano muy fino, masivas a
onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante presencia de cemento calcáreo.
1.5.5 ARENA “T” INFERIOR
Arena cuarzosa en secuencias métricas grano decrecientes de grano grueso a muy
fino, con estratificación cruzada en intercalaciones lutáceas. Tiene un importante
contenido de glauconita, la misma que aparece ya en la parte media y superior del
cuerpo de “ Ti ”.
En cuanto a las arcillas contenidas en la matriz de las arenas se definieron los
siguientes minerales en orden de importancia:
Arena “T”: Caolinita, ilita, clorita y esmectita.
Arena “Ui”: Caolinita, esmectita, clorita e ilita.
Arena “Us”: Caolinita, esmectita, ilita y clorita.
1.5.6 FORMACIÓN TIYUYACU
Se inicia con un potente conglomerado basal que descansa sobre la formación Tena,
le siguen Areniscas gruesas hasta fina y arcillas rojas.
La Tiyuyacu en su localidad tipo comprende una serie de 250 m de potencia del
conglomerado de base cuyos guijarros y cantos rodados son de Cuarzo, Filitas,
Cherts, en una matriz areno limosa con arcillas rojas, a esto se denominó Lower
Tiyuyacu (Bajo). Esta zona en la parte Superior contiene Lutitas de coloración gris
azulada que comúnmente se presentan piritizadas, existen también lutitas verdes a
obscuras.
10
1.5.7 ARENISCA BASAL TENA
Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano medio a grueso con una
porosida promedio de 19% y una permeabilidad de 600 a 1000 md
Figura 1.3 Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca Oriente Ecuatoriana
W E
EDAD LITOLOGIABREVE DESCRIPCION LITOLOGICA
AM
BIE
NTE
PR
OD
UC
...
COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTEFA
SE
OR
OG
EN
ICA
TA
RD
IO A
ND
INA
FA
SE
OR
OG
EN
ICA
TE
MPR
AN
A A
ND
INA
PLIOCENO
MIOCENO
NE
OG
EN
OP
ALE
OG
EN
O
CE
NO
ZO
ICO
C Z
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
MAESTRICHTIANO
CAMPANIANO
SANTONIANO
CONIACIANO
TURONIANO
CENOMANIANO
FM. MESA
ARCILLAS ROJAS
CO
NTIN
EN
TA
L
ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO
CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS
ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS
F M ARAJUNO
FM ORTEGUAZA
HIATO
HIATO
HIATO
FM TIYUYACU
FLU
VIA
LC
ON
T
CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS
ALBIANO
APTIANO
NEOCOMIANO
CR
ETA
CIC
OJU
RA
SIC
O
MESO
ZO
ICO
MZ
SUPERIOR
MEDIO
INFERIOR
PA
LEO
ZO
ICO
PZ PERMICO
CARBONIFERO (PENSILVIANO)
DEVONICO
SILURICOORDOVICICO/CAMBRICO
PRECAMBRICO PE
FM TENAARN BT
CO
NTIN
E
HIATO
ARCILLAS ROJAS ARENISCASCONCLOMERADOS
M1 / VIVIAN
CLZ M-1
CLZ M-2
CLZ A
Nap
o S
up.
Nap
o M
ed.
Nap
o In
f.
ARENISCAS "U"
CLZ B
ARENISCAS " T "
LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS
ARENISCAS CUARZOSAS
ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS
ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADASCON ANHIDRITA.
CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCASCUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS
FM CURARAY
CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS
ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS
BASAMENTO CRISTALINO
CO
NTIN
EN
TA
MA
RIN
O
Nap
o B
asal
.
HIATO
HIATO
HIATO
MA
RIN
O D
E A
GU
A S
OM
ER
OM
AR
INO
CO
NTIN
MA
RIN
OM
AR
INO
FM SANTIAGO
FMMACUMA
METAMORFICOS
LUTITAS GRIS VERDOSAS
FO
RM
AC
ION
NA
PO
CLZ C ZONAHOLLÍN SUPERIOR
FM CHAPIZA
MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI
FM PUMBUIZA
ARN M-2
FM CHAMBIRA
Realizado por:Juan Chiriboga / Omar Corozo
FM HOLLIN
1
2
3
4
5
Tapi
Vista
Auca
JIVINO/LAGUNA
Armadillo/Auca
Puma
Yuralpa/Dayuno
Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS
11
Mapa 1.2 .- Mapa Estructural Campo Libertador Tope “U Inferior”
12
Mapa 1.3.- Mapa Estructural Campo Libertador Tope “T Inferior”
13
1.6 PARAMETROS PETROFISICOS DEL CAMPO LIBERTADOR
Los diferentes campos pertenecientes al “Campo Libertador”, han sido
caracterizados, mediante la obtención de sus parámetros petrofísicos, como se indica
a continuación:
Tabla 1.4 Propiedades Petrofísicas
CAMPO LIBERTADOR
YACIMIENTO BASAL TENA U SUPERIOR U INFERIOR T
ho, pies 10 - 26 8 - 20 15 - 50 20 – 60
Porosidad, % 15.7 14.5 16.8 14.0
Sw, % 21.5 33.2 17.0 15.0
Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas
Fuente: Petroproducción
Tabla 1.5 Datos PVT
CAMPO LIBERTADOR
YACIMIENTO BASAL TENA
USUPERIOR
UINFERIOR
T
Presión inicial, Psi 3100 3800 3800 3900
Presión saturación, Psi 360 926 1240 1475
Presión actual, Psi 2130 2495 2700 3080
Gravedad, API 20 30.2 27.8 29.9I
RGP, pcn/bn 70 270 270 460
Boi, by/bn 1.1700 1.263 1.224 1.266
Factor de recobro, % 15 25 41 31
Permeabilidad, md 200-400 150 - 200 50 -1500 100 – 2500
Viscosidad petróleo, cp 15 1.396 1.402 2.218
Temperatura formación, °F 218 225 229 236
Rw @ temperatura de formación
0.08 0.03 0.04 0.16
Salinidad cloruro de sodio 25000 60000 45000 16000
Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas
Fuente: Petroproducción
14
1.7 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LIBERTADOR
El mecanismo de producción del Campo Libertador es el empuje lateral hidráulico; En
este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor
que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la
producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-
petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el
acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de
petróleo originando intrusión o influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión
sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la
parte invadida. La intrusión ocurre debido a:
a. Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el
agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.
b. El agua que rodea al reservorio de petróleo está en contacto con agua
proveniente de la superficie. Dependiendo de la forma como ingresa el agua al
reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:
Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de
gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede
moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede
convertirse en un gran problema.
Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el
reservorio desde los lados.
Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:
a. El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua.
b. Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo
menos 50 md.)
15
c. A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.
En los estudios y análisis PVT del Campo Libertador se ha determinado que este
Campo corresponde a un yacimiento subsaturado como se señala en el estudio de
Simulación de Yacimientos, Campo Libertador, Volumen I (Febrero 2004).
1.8 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCION
En las siguientes tablas se indican la disponibilidad de equipos y facilidades de
producción que poseen las estaciones del Campo Libertador.
Tabla 1.6 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Secoya
ESTACIÓN SECOYA
UBICACIÓNELEMENTO EQUIPO O
COMPONENTE
DESCRIPCIONGENERAL
ESTADOACTUAL
TRABAJOS REALIZADOSEN EL PERIODO
MANIFOLDS Y
SEPARADORES
05 BATERIAS DE 5 POZOS MANIFOLDS REGULAR NINGUNO
SEPARADORES DE PRODUCC.01
30000 BLS OK NINGUNO
SEPARADORES DE PRODUCC.02
30000 BLS EN REPARACION ENVIADO A
LAGO AGRIO PARA REPAR.
SEPARADORES DE PRODUCC Free W..03
60000 BLS REGULAR NINGUNO
SEPARADORES DE PRODUCC.04
30000 BLS OK REALIZANDO MONTAJE 90%
01 SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS. REGULAR NINGUNO
TANQUES
1 TANQUE DE LAVADO CAPACIDAD24,600 BLS.
OPERANDO NINGUNO
1 TANQUE DE SURGENCIA CUBETOS CON
CEMENTO OPERANDO NINGUNO
2 TANQUES DE OLEODUCTO DE 80,000 BLS.
CUBETOS DECEMENTO
OPERANDO 02 03
TK 01 OLEOD. DE 85.000 BLS. CUBETOS DE
CEMENTO REPARADO
ISTALAR TAPA FLOTANTE Y
MAN-HOL
BOMBAS
02 BOMBAS DE TRANSFER. ELECTRICAS DE 60 HP Y 50 HP
TRANFERENCIA SECOYA OPERANDO NORMAL NINGUNO
02 BOMBAS ELECTRICAS DE 125 HP-
LACT OLEODUCTO OPERANDO NORMAL NINGUNO
01 BOMBAS QUINTUPLEX DE OLEODUCTO DE 290 HP
BOMBEO A OLEODUCTO OPERANDO NORMAL NINGUNO
OPERANDO NORMAL NINGUNO
16
01 BOMBAS QUINTUPLEX BOMBEO A OLEODUCTO OPERANDO NORMAL NINGUNO
03 BOMBAS TRIPLEX DE 250 HP
BOMBEO A OLEODUCTO NORMAL
NINGUNOOPERANDO NORMAL
VALVULAS
15 VALVULAS DE 8" EN SISTEMA OLEODUCTO
SISTEMA DE BOMBEO A OLEODCUTO
NORMAL NINGUNO
06 VALVULAS CHECK DE 8" SISTEMA DE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO
02 VALVULAS CHECK DE 10" X 150 PSI
SISTEMA DE SUCCION DE OLEODUCTO
NORMAL NINGUNO
04 VALVULAS CHECK DE DE 4" Y 5"
SUCCION DE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO
02 VALVULAS FISHER DE ALIVIO
SUCCION DE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO
02 VALVULAS DE COMPUERTA DE 10" X 600 PSI.
SUCCION DE OLEODUCTO 01 VALVULA NO CIERRA
NORMALREGULAR
02 VALVULAS DE VOLANTE DE 8"
SUCCION DE OLEOD. 01 VALVULA DE 8"
NORMALREGULAR
NORMAL1 VALVULA NO GIRA
07 VALVULAS EN TANQUES OLEODUCTO DE 12"
TANQUE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO
02 VALVULAS DE BOLA EN BOMBAS LACT DE 6"
TANQUE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO
06 VALVULAS DE 6" EN SISTEMA OLEODUCTO
TANQUES DE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO
SISTEMADE
GAS - LIFT
05 COMPRESORES WHITE SUPERIOR DE 4 ETAPAS
COMPRESOR DE GAS NINGUNO
COMPRESOR DE GAS 01 F/S FUGA DE GAS POR
LINEA PRINCIPAL
COMPRESOR DE GAS 02 OPERANDO NINGUNO
COMPRESOR DE GAS 03 OPERANDO NINGUNO
COMPRESOR DE GAS 04 FUERA DE SERVICIO Esp. Cambio de
niples y codos de alta
COMPRESOR DE GAS 05 OPERANDO NINGUNO
SISTEMA DE REINYECIONDE AGUA SCY-25
- TK EMPERNADO DE 1500 BLS.
TK. DE AGUA FORMACION OPERANDO NINGUNO
01 BOMBA HORIZONTAL WOOD GROUP
ESPERA MOTORDE ARRANQUE
01 BOMBA BOOSTER TRANSFERENCIA DE AGUA DE FORMACION A SEC-25
OPERANDO NINGUNO
SISTEMA DE - TK EMPERNADO DE 1500 BLS. TK. DE AGUA FORMACION OPERANDO NINGUNO
17
Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas
Fuente: Petroproducción
Tabla 1.7 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Shushuqui
ESTACIÓN SHUSHUQUI
UBICACIÓNELEMENTO EQUIPO O
COMPONENTE
DESCRIPCIONGENERAL
ESTADOACTUAL
TRABAJOS REALIZADOSEN EL PERIODO
SISTEMA DE MANIFOLDS
SEPARADORES
4 BATERIAS DE MANIFOLDS DE 5 POZOS REGULAR
SEPARADORES DE PRODUCC. 20000 BLS OK
SEPARADORES DE PRODUCC.-2 20000 BLS REGULAR
1 SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS REGULAR
TANQUES
TANQUE DE LAVADO 24.680 BARRILES CON
CUBETOS DE CEMENTO REPARADO
MAL ESTADO OPERANDO
REPARAR MUROS
TANQUE DE SURGENCIA CAPACIDAD 32230
CAPACIDAD 32.230 CUBETOS
CON CEMENTO OK
FALTAVALVULA DRENAJE DE 8"
BOMBAS DE TRANSFERENC.
02 BOMBAS TRANSFERENCIA SUCCION PARA ELECTRICOOPERANDO
MECANICA Y ELECTRICA TRANSFERENCIA
3 BOMBAS DE SUMIDERO SUMIDEROS NORMAL NINGUNO
02 BOOSTER P. OIL SUCCION DE UNIDADES OPERANDO
01 MECANICA GARDER DENVER
01 ELECTRICA POWER OIL
01 BOOSTER ESTACION REINYECCION DE AGUA OPERANDO NINGUNO
SENSOR DE BAJO NIVEL TRANSF. A LAGO AGRIO OPERANDO
BOMBASPOWER OIL
04 .BOMBAS POWER OIL SISTEMA POWER OIL 01-02-03
OPERANDONINGUNO
3800 PSI 04 MONTANDO REALIZANDO
MONTAJE
PLC PARA CONTROLUNIDADES P.OIL
SIST. AUTOMATIZADO NUEVO
SCI
02 MOTORES DETROIT-01 NORMAL1 TRASLADADO L. A. PARA
REPARACIÓN
TK DE ESPUMA SCI 100 GLS. NORMAL NINGUNO
1 BOTELLA DE NITROGENO SCI NO HAY NINGUNO
SISTEMA DE - TK EMPERNADO DE 1000 BLS. TK. DE AGUA F/S NO OPERA
REINYECIONDE AGUA SHU-18
02 BOMBA HORIZONTAL BOMBAS DE REINYECCION OPERANDO NINGUNO
CENTRILIFT 55J200N REINYECCION AGUA OPERANDO NINGUNO
02 BOMBA BOOSTER BALDOR TRASNFER. A PULMON SUC. OPERANDO NINGUNO
02 BOMBAS DE QUIMICO INYECCIO QUIMICOS OPERANDO NINGUNO
18
REINYECIONDE AGUA SSQ-03
FORMACION
- 02 BOMBAS CENTRILIFT 250 HP
BOMBA REINYECCION O. K. NINGUNO
- 1 BOOSTER 60 HP O .K NINGUNO
- 4 BOMBAS ELECTRICAS BOMBAS DE QUIMICO O. K. NINGUNO
Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas
Fuente: Petroproducción
Tabla 1.8 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Pichincha
ESTACIÓN PICHINCHA
UBICACIÓNELEMENTO EQUIPO O
COMPONENTE
DESCRIPCIONGENERAL
ESTADOACTUAL
TRABAJOS REALIZADOSEN EL PERIODO
MANIFOLDS Y SEPARADS.
4 BATERIAS DE 5 POZOS MANIFOLDS REGULAR NINGUNO
SEPARADORES PRODUCCION 01 20000 BLS REGULAR REPARADO
SEPARADORES PRODUCCION 02 20000 BLS REGULAR REPARADO
SEPARADORES PRODUCCION 03 20000 BLS REGULAR NINGUNO
SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS REGULAR NINGUNO
TANQUES TANQUE LAVADO CAPACIDAD 32260 BLS. OPERANDO OPERANDO
TANQUE DE SURGENCIA CAPACIDAD 40820 BLS. OPERANDO OPERANDO
BOMBAS
03 BOMBAS TRANSFERENCIA ELECTRICAS HP 150 HP-200
TRANSFERENCIA. OPERANDO NINGUNO
BOMBAS TRANSFERENCIA DIESEL CATERPILLAR GASO
5200
RESERVA EN BUEN ESTADO
NINGUNO
BOMBA ELECTRICA DE RECIRCULACION DE TANQUES
HP-5 Y SUMIDEROS 01 Y 02 DE TANQUE A TANQUE NORMAL NINGUNO
GENERADOR CATERPILLAR
SERRIES 8121656 ELECTRICO EN RESERVA NINGUNO
S.C.I.
2 MOTORES DETROIT NORMAL
TK DE ESPUMA SCI 100 GLS.
1 BOTELLA DE NITROGENO
TANQUES DEL S.C.I. LLENO 100 % NORMAL NINGUNO
COMPRESOR AIRE ELECTRICO EN AUTOMATICO Y
HP- 7 1/2 MECANICO FUNCIONA NORMAL MANUAL
19
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