ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

Transcripción

1 I ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS BENAVIDES SILVA ANDREA ALEJANDRA andrebs5@hotmail.com VERGARA CAÑAR ENRIQUE DANIEL enrique_47k@hotmail.com DIRECTOR: ING. VINICIO MELO vinicio.melo@epn.edu.ec Quito, Enero 2011

2 II DECLARACIÓN Nosotros, Andrea Alejandra Benavides Silva, Vergara Cañar Enrique Daniel, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. ANDREA BENAVIDES SILVA ENRIQUE DANIEL VERGARA

3 III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Andrea Alejandra Benavides Silva y Enrique Daniel Vergara Cañar, bajo mi supervisión. Ing. VINICIO MELO DIRECTOR DE PROYECTO

4 IV AGRADECIMIENTOS A Dios y la Virgencita de Agua Santa por guiarme y ayudarme cada día de mi vida, y que sin su gracia divina, nada de esto sería posible hoy. A mis padres, Fanny y Manuel, por ser los pilares de mi vida, por su confianza y todo el esfuerzo que han hecho para sacar a nuestra familia adelante. A mi hermana, Thaly, porque siempre ha creído en mí y dado su apoyo incondicional. A mi compañero de tesis, Enrique, porque más que un compañero ha sido un gran amigo en las buenas y malas. Al ingeniero Vinicio Melo, quien supo guiarnos de la mejor manera durante el desarrollo del presente proyecto y más que un tutor fue un amigo. Al ingeniero Jorge Espín que siempre estuvo presto a dar una mano en la obtención de información a lo largo de este proceso. Al ingeniero Edison Bedoya por aportar con sus conocimientos y experiencia. A mis amig@s por también formar parte de este logro. Andrea Benavides Silva

5 V AGRADECIMIENTOS A mis padres Graciela e Israel, un profundo agradecimiento porque gracias a su apoyo siempre constante, su amor y cariño nos han llevado a sus hijos por el camino del bien y nos han enseñado a luchar frente a las adversidades de la vida con los mejores consejos y buenas acciones que nos han inculcado desde pequeños, por eso y más gracias de todo corazón. A mi hermana Ximena, por ser la persona más constante en mi vida y en nuestra familia, por enseñarme a llevar las cosas de la mejor manera, haciendo lo correcto y deshaciendo lo que está mal con enérgicas palabras, gracias hermanita por ser mi apoyo incondicional y madre a la vez. A mi querida familia porque tanto mis primos, primas, tíos y tías han sido parte de mi vida y con quienes he pasado gratos momentos. A mis compañeros del colegio y la universidad por ser los mejores amigos y en especial a mi amiga Andreita, por haber pasado tantos retos académicos juntos y hoy nuestro proyecto de titulación con el cual reitero mis agradecimientos y sincera amistad. Al ingeniero Vinicio Melo, por ser una guía en nuestro proyecto y más que un tutor un gran amigo de quien hemos aprendido mucho. Enrique Daniel

6 VI DEDICATORIA A Dios y a la Virgen, por ser la fuerza en cada lucha, la luz en cada momento de mi vida y por todas las bendiciones, amor y la hermosa familia que me han dado. A mi mami y mi papi, por ser unos padres maravillosos y ejemplares, quienes a más de darme la vida, diariamente me dan su apoyo incondicional. Porque con su infinito amor, fortaleza, paciencia y generosidad, me han guiado por la senda correcta. Los amo infinitamente, y todos mis logros serán gracias a ustedes y por ustedes. A mi hermana Thaly, por ser más que una hermana una amiga, por escucharme, darme su apoyo incondicional y consejos. Te amo ñañita. A mi prima Pao, por ser un ejemplo y darme todo su cariño, por lo que más que mi prima te considero mi hermana. A mi primo Lenin, porque aunque ya no esté con nosotros, su alegría, fortaleza y generosidad siempre vivirá en mi corazón. Andrea Benavides Silva

7 VII DEDICATORIA A mi madre María Graciela, por darnos todo su amor y enseñarnos a vivir con un pensamiento de altruismo y carácter, por darnos fortaleza con su espíritu, por estar a mi lado siempre, por ser como es, un ángel del cielo. A mi hermana Rocío Ximena y mi padre Israel por estar conmigo constantemente sin importar las circunstancias, por ser las personas de quienes aprendo, por ser mi familia, los quiero mucho. A la persona que me ha entregado todo su apoyo y su amor, a la persona que vive en mis pensamientos, esa persona que me ha dado la alegría de vivir con valor, a la persona que quiero con todo mi corazón Enrique Daniel

8 VIII CONTENIDO CAPÍTULO I... 1 DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS FLUIDOS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI ANTECEDENTES UBICACIÓN ESTRUCTURA ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA FORMACIONES PRODUCTORAS CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI CARACTERÍSITICAS DE LOS FLUIDOS RESERVAS RESERVAS PROBADAS RESERVAS NO PROBADAS RESERVAS REMANENTES PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS PRODUCCIÓN MECANISMOS DE PRODUCCIÓN SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI HISTORIA DE PRODUCCIÓN RECUPERACIÓN SECUNDARIA TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (24 Agosto 2010)...22 CAPÍTULO II BOMBEO HIDRÁULICO SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL BOMBEO POR VARILLA DE SUCCIÓN O BOMBEO MECÁNICO BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE LEVANTAMIENTO POR GAS O GAS LIFT CAVIDAD PROGRESIVA BOMBEO HIDRÁULICO PARÁMETROS DE ANÁLISIS ENTRE TIPOS DE BOMBAS Y SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOS...81 CAPÍTULO III DESCRIPCIÓN ACTUAL, SITUACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI INTRODUCCIÓN POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO QUE TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO POZO SSF POZO SSF POZO SSF POZO SSF POZO SSF-108D...99

9 POZO AGU POZO AGU ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO GENERALIDADES MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA TENDENCIA A LA FORMACIÓN DE ESCALA SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL POLÍTICA EMPRESARIAL OBJETIVO DEL REGLAMENTO IMPACTO AMBIENTAL SEGURIDAD INDUSTRIAL BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS DE SEGURIDAD IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN PLAN DE MANEJO AMBIENTAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI CAPÍTULO IV ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCION DEL LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO DEL CAMPO SHUSHUFINDI MÉTODO PARA OPTIMIZAR LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA JET ANÁLISIS DEL POZO SSF ANÁLISIS DEL POZO SSF ANÁLISIS DEL POZO SSF ANÁLISIS DEL POZO SSF ANÁLISIS DEL POZO SSF-108D ANÁLISIS DEL POZO AGU ANÁLISIS DEL POZO AGU ANÁLISIS DE RESULTADOS CAPÍTULO V ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO VALOR ACTUAL NETO (VAN) TASA INTERNA DE RETORNO RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO COSTOS DE PRODUCCIÓN INGRESOS EGRESOS ANÁLISIS ECONÓMICO CAPÍTULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES: RECOMENDACIONES: REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ANEXOS IX

10 X ÍNDICE DE FIGURAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI COLUMNA ESTRATIGRÁFICA PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DEL AÑO 1972 AL PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL BALANCÍN EMPLEADO EN BOMBEO MECÁNICO BOMBA ELECTROSUMERGIBLE COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO BOMBA JET DIRECTA NOMENCLATURA BOMBA JET RELACIONES TOBERA-GARGANTA Y PRODUCCIÓN-LEVANTAMIENTO BOMBA HIDRÁULICA DE DOBLE EFECTO COMPONENTES Y OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN PRESIÓN DE FONDO EN FUNCIÓN DEL CAUDAL ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON

11 XI ÍNDICE DE TABLAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA 1.1 PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES ARENAS COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN KOBE ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN NATIONAL OILMASTER ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN GUIBERSON ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN OILWELL ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET GEOMETRíAS DE TOBERA Y GARGANTA ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW DIRECTA ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW REVERSA ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW SMART CONDICIONES QUE LIMITAN A LAS BOMBAS PISTÓN Y JET COMPARACIONES TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF COSTOS DE CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DEL POZO SSF DATOS ACTUALES DEL POZO SSF HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF DATOS ACTUALES DEL POZO SSF HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF DATOS ACTUALES DEL POZO SSF HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF DATOS ACTUALES DEL POZO SSF HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-108D

12 XII No. DESCRIPCIÓN PÁGINA 3.18 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-108D COSTOS POR CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-108D DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-108D HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU DATOS ACTUALES DEL POZO AGU HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU DATOS ACTUALES DEL POZO AGU REPORTE DIARIO DE ACTIVIDADES PARA CONTINGENCIAS EN EL PERíODO PUNTOS DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI CAPACITACIONES DEL PERSONAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI CONTROL DE DESECHOS CAMPO SHUSHUFINDI (2007) RELACIONES DE ÁREAS ÓPTIMAS DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-108D RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS SHUSHUFINDI RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS AGUARICO INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN COSTO/BENEFICIO COSTOS DE TRABAJOS ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 66 DÓLARES, PRIMER ESCENARIO RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 73,30 DÓLARES, SEGUNDO ESCENARIO RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 100 DÓLARES, TERCER ESCENARIO RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO

13 XIII SIMBOLOGÍA SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES SSF AGU PPG PPH PPS Shushufindi Aguarico Bombeo por Gas Lift Bombeo Hidráulico Bombeo Electrosumergible BPPD Barriles de Petróleo por Día L 3 /t BPFD Barriles de Fluido por Día L 3 /t BPAD Barriles de Agua por Día L 3 /t BSW Contenido de Agua y Sedimentos Básicos % bl Barriles L 3 µg Viscosidad del gas M/Lt µo Viscosidad del petróleo M/Lt µw Viscosidad del agua M/Lt Co Compresibilidad delpetróleo Lt 2 /M cp Centipoise M/Lt fg Fracción de gas fw Go GOR Gs Gw Fracción de agua Gradiente del petróleo Relación gas petróleo Gradiente de succión Gradiente del agua HP Horse Power (caballo de fuerza) L 2 M/ t 3 ID Diámetro interno L OD Diámetro externo L IP Índice de productividad IPR Inflow Performance Relationship km Kilómetros L ºAPI Densidad del petróleo P Presión M/Lt 2

14 XIV SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES Pb Presión de burbuja M/Lt 2 POES Petróleo original en sitio L 3 ppm Partes por millón Pr Presión de reservorio M/Lt 2 PVT Presión Volumen Temperatura Pwf Presión de fondo fluyente M/Lt 2 TVD True vertical depth (Profundidad vertical verdadera) L W.O. Work Over (Reacondicionamiento) An Área de la tobera L 2 At Área de la garganta L 2 P1 Presión a la entrada de la tobera M/Lt 2 P2 Presión de descarga M/Lt 2 P3 Presión de succión M/Lt 2 PS Presión de succión M/Lt 2 VAN Valor actual neto USD TIR Tasa interna de retorno % FNC i n Flujo neto de caja Tasa de actualización o descuento Periodo de análisis

15 XV RESUMEN El campo Shushufindi-Aguarico es uno de los cinco campos más importantes operados por Petroproducción en el Distrito Amazónico. En el presente proyecto de titulación, ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, se describen aspectos referentes a este campo, y sistemas de Levantamiento Artificial, siendo el principal objetivo de estudio el Bombeo Hidráulico. En este proyecto se da una alternativa económicamente rentable para incrementar la producción de pozos que manejan bombeo hidráulico tipo jet del Campo Shushufindi-Aguarico. El Primer Capítulo detalla la ubicación geográfica, descripción geológica, estructura y estratigrafía de los yacimientos que se encuentran en el Campo Shushufindi. Se detalla características petrofísicas y de los fluidos; además, se exponen datos de reservas, presiones de los yacimientos y mecanismos de producción presentes en este campo. Posteriormente, en el Segundo Capítulo, se hace una breve descripción de los sistemas de levantamiento artificial. Se profundiza más en lo referente a Bombeo Hidráulico, dando descripciones más detalladas de componentes y cálculos necesarios para su diseño. Se muestra un análisis comparativo de Bombas Hidráulicas entre diferentes fabricantes. A continuación, se presentan algunas generalidades del Campo Shushufindi en el Tercer Capítulo; al igual que se detalla información de cada pozo con bombeo hidráulico con que cuenta este campo. Se muestra también un análisis de las propiedades físico-químicas del agua de reinyección en el Campo Shushufindi- Aguarico. De igual forma, se expone el plan de manejo ambiental con que cuenta el Campo.

16 XVI A partir de bases y criterios expuestos, con la información proporcionada por Petroproducción, en el Cuarto Capítulo se realizó una serie de cálculos de los parámetros necesarios que permitan dimensionar nuevas geometrías para los pozos con bombas jet del Campo, con la finalidad de incrementar la producción, sin alterar el sistema de levantamiento actual. En base a los estudios realizados, en el Quinto Capítulo, se expone un estudio técnico-económico del proyecto, para lo cual se plantearon tres escenarios, basados en precios que manejará el Ecuador para el barril de petróleo en proyectos y presupuesto para el año Se utilizaron indicadores financieros: Valor Actual Neto, tasa interna de retorno y relación costo beneficio. Los resultados fueron positivos para los tres escenarios planteados, obteniéndose rentabilidad para todos los casos analizados. Finalmente, en el Sexto Capítulo, se presentan las conclusiones y recomendaciones más importantes del proyecto.

17 XVII PRESENTACIÓN PETROPRODUCCIÓN, filial de EPPETROECUADOR, encargada de realizar la Exploración y Producción de Hidrocarburos, opera entre otros el campo Shushufindi-Aguarico, la estructura más grande descubierta en el Ecuador y que ha entregado al país por más de 30 años una importante producción de crudo. Debido al extenso tiempo y varios factores como el alto corte de agua que influyen en la producción, se ha visto la necesidad de realizar estudios nuevos de producción, siendo de gran importancia los equipos de fondo, los mismos que deben tener un dimensionamiento adecuado para optimizar la producción. El estado de los equipos que no han sido inspeccionados provoca alta inseguridad operacional de los procesos de producción con lo que se puede causar también un gran daño ambiental. Por tal motivo en el presente proyecto ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, se hace un estudio actual de los pozos que tienen éste sistema de levantamiento por bombeo hidráulico, y luego se tiene como objetivo: realizar un estudio para optimizar la producción mediante la selección más adecuada de la geometría de bombas tipo jet entre los diferentes fabricantes que trabajan con PETROPRODUCCIÓN, así también, se desarrolla un estudio ambiental, de seguridad industrial y las respectivas normas que rigen para este sector.

18 1 CAPÍTULO I DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS FLUIDOS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI 1.1. ANTECEDENTES Shushufindi es uno de los cinco campos más importantes operados por Petroproducción en el Distrito Amazónico y es el de mayor importancia para el país tanto por la producción de crudo liviano y gas como por sus reservas existentes. El Campo Shushufindi fue descubierto por el Consorcio Texaco-Gulf en 1968 mediante la perforación del pozo exploratorio Shushufindi 01, el mismo que alcanzó una profundidad de pies y fue completado oficialmente en enero de 1969; las pruebas iniciales fueron de BPPD para la formación U con un API de 26,6 y de BPPD para la formación T con un API de 32,5. Esta área explorada desde los años 60, inició la perforación de pozos de desarrollo en el mes de febrero de 1972; la producción oficial del campo arrancó en el mes de agosto del mismo año, alcanzando su pico en agosto de 1986 con un promedio diario para ese mes de barriles de petróleo 1 Más tarde se comprobó que los yacimientos de los campos Shushufindi y Aguarico son continuos; es decir, conforman una misma estructura. 1 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004

19 2 En la fase de desarrollo inicial se calculó que el petróleo original en sitio (POES) era de aproximadamente millones de barriles de petróleo. Las reservas originales del campo se calcularon en millones de barriles de petróleo 2. El crudo de la arena T fluctúa entre 26 y 32 API y el de U entre 24 y 31 con predominio de crudos de menos de 30 API. El conten ido de azufre de T oscila entre 0,52-0,64% en peso, muy inferior al crudo más agrio de U, cuyo contenido es de 1,10-1,22%. En resumen el crudo del yacimiento T es de mejor calidad que el de U, y a su vez, el crudo de U superior tiene mejores características (menor contenido de Ni y V) que el de U principal 3. El promedio de las presiones iniciales de las arenas U y T fue de psi y psi, respectivamente, reportándose a lo largo de los años un descenso prácticamente estable de 60 psi por año. Los dos yacimientos son yacimientos subsaturados y tienen empuje lateral de agua. En noviembre de 1984 se implementó un proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua a los yacimiento U y T con 11 pozos inyectores ubicados en la periferia Oeste del campo, a fin de mantener la presión e incrementar la recuperación final de petróleo. La inyección total a los dos yacimientos fue de Bls de agua, de los cuales Bls ingresaron a la arena U y Bls a la arena T 4. El proyecto de inyección de agua no tuvo el efecto esperado en el mantenimiento de presión, las tasas de producción de fluidos se incrementaron sin que la presión 2 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de Petroproducción. Ochoa, José. Estudio Integral de Yac. del Campo. Shushufindi- Aguarico. Agosto 2001

20 3 disminuyera visiblemente, demostrándose con esto la acción efectiva y dinámica de los acuíferos y el insignificante efecto de la inyección de agua, por esta razón, en 1999 se suspendió la inyección de agua y así ha permanecido desde entonces. Este campo ha entrado en su etapa de madurez, tras una producción constante sobre los 100 mil barriles diarios hasta abril del año En la actualidad este campo plantea dos grandes retos, determinar el régimen óptimo de producción en su etapa de depletación final y controlar la producción de agua que en los últimos años se ha incrementado, dificultando los procesos de producción, tanto en las instalaciones, como en los trabajos de operación, debido a la corrosión de las líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala, incremento en el consumo de químicos, mayor demanda de energía eléctrica y problemas con el medio ambiente UBICACIÓN Geográficamente, el campo Shushufindi-Aguarico se encuentra ubicado en la Provincia de Sucumbíos al Nororiente de la Región Amazónica, aproximadamente a 250 Km en dirección sureste de la ciudad de Quito y 35 Km al Sur de la frontera con Colombia. El campo se encuentra limitado al Norte por los Campos Atacapi y Libertador, al Sur por los Campos Limoncocha y Pacay, al Oeste por el Campo Sacha y las estructuras Eno, Ron y Vista, y al Este por el río Aguarico. A continuación, en la figura 1.1 se muestra la ubicación del Campo Shushufindi.

21 4 FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Está orientado en la dirección Norte-Sur, las dimensiones iniciales del Campo Shushufindi-Aguarico fueron de 20 km de largo y 7 km de ancho ESTRUCTURA Estructuralmente, este campo corresponde a un anticlinal asimétrico con una longitud aproximada de 30 km en dirección preferencial Norte-Sur y un eje secundario de dirección Este-Oeste de 7 km de ancho; con un cierre vertical de 370 pies, confiriéndole un área estimada de acres. Los yacimientos U y T del campo Shushufindi-Aguarico están definidos como anticlinales de orientación Norte-Sur, limitados en el flanco Este por fallas no

22 5 completamente sellantes y en las otras direcciones por acuíferos laterales que se extienden regionalmente. Estos acuíferos son muy activos en los extremos norte y sur del campo, en donde desarrollan presiones similares a las originales, a pesar de haber transcurrido más de 30 años. El modelo estructural del sistema de fallas permite determinar la comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables U y T. Este sistema de fallas constituye una vía de comunicación entre los fluidos. Los resultados obtenidos de la última interpretación sísmica indican un nuevo sistema de fallamiento asociado con la falla principal del campo, el mismo que es de origen tectónico y parece haber actuado hasta la época geológica en que se depositó la Caliza A ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA La mayor parte del petróleo conocido hasta nuestros días en la Cuenca Oriente proviene de reservorios del Cretácico; los reservorio U y T, tienen analogía con reservorios formados a latitudes similares con sedimentaciones semejantes como en el Medio Oriente, Oeste de África y en otras varias localidades. La producción de hidrocarburos en la Cuenca Oriente del Ecuador, en general, está asociada a depósitos del Cretácico Inferior a Medio, como es el caso de las formaciones Hollín y Napo (areniscas T, U y M-1); y, depósitos del Cretácico Superior como son las areniscas Basal Tena. El reservorio se encuentra en la era Mesozoico de la edad Cretácico Medio a Cretácico Superior. La arena Basal Tena está separada de U-superior por aproximadamente 600 pies de lutitas, roca no-reservorio y la caliza A en su base.

23 6 Inmediatamente por debajo de U-superior está la unidad de arena U-inferior, la cual está separada de T-superior por una secuencia de lutitas y la caliza B en su base. En la figura 1.2 se muestra la columna estratigráfica de la Cuenca Oriente. La caliza B marca el fin de depositación de los sedimentos T. De igual manera, la caliza A marca el fin del ciclo de sedimentación de U. Ambas calizas son el resultado de depositación durante períodos de máxima subida del nivel del mar. El modelo sedimentario establecido para las arenas U y T principales de la formación cretácea Napo en el Campo Shushufindi-Aguarico está basado en la estructura sedimentaria obtenida de los estudios de núcleos de este campo y en los campos Libertador, Cuyabeno y Sansahuari, apoyado además, en el análisis de curvas de potencial espontáneo (SP) y de rayos gamma (GR). De Oeste a Este la configuración de la estructura es irregular, el sistema de las fallas permiten la comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables de las arenas U y T, motivo por el cual se han determinado variaciones en el comportamiento de producción de las arenas, se acentúan cambios en el BSW, se alteran los valores de salinidad del agua de formación; cabe recalcar que los cambios de salinidad en el agua de formación no es consecuencia del agua de inyección. El cuerpo arenoso de U principal tiene características homogéneas, sin embargo la gran cantidad de arcilla presente en esta arenisca, disminuye su capacidad de roca reservorio. Análisis de núcleos corona realizados en laboratorio permitieron determinar que la arena T está constituida por dos facies totalmente diferentes; el cuerpo inferior con buenas características para la acumulación de petróleo, es poroso y permeable; el cuerpo superior es totalmente bioturbado sin propiedades de roca reservorio, es arenisca de grano fino con los poros cubiertos con limo o arenisca de grano más fino y posible cementación de cuarzo.

24 7 Las arenas de los reservorios U y T son generalmente blancas, café o gris claro, de granos de cuarzo, regularmente sorteadas a muy bien sorteadas y casi completamente libres de arcilla u otros detritus intergranulares. El tamaño del grano es variable y mezclado, siendo más frecuente en el rango de tamaño fino a medio con algunas zonas de grano grueso. La formación Tena presenta una zona poco común en este campo, la arenisca Basal Tena, que presenta una litología de arenisca fina de cuarzo, a menudo calcárea con estratificaciones oblicuas en la base y estratificaciones lenticulares más arriba. Dos tipos de lutita se observaron en los núcleos. Una de origen marino más profundo y de aguas tranquilas con fósiles ocasionales y una composición casi pura, y la otra de una composición variada que incluye limos, arenas, micas y generalmente bioturbadas. Las calizas son usualmente fosilíferas y son consideradas como un depósito de costa afuera de poca profundidad, del tipo bahía o lagunal. Están infra o suprayacentes a las lutitas arcillosas, pero usualmente incluyen intervalos menores de arena.

25 8 FIGURA 1.2. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción. ELABORADO POR: Dpto. de Ingeniería en Petróleos. Distrito Oriente. Petroproducción.

26 FORMACIONES PRODUCTORAS Mediante la perforación de pozos exploratorios, de avanzada y desarrollo, se ha determinado que el Campo Shusufindi-Aguarico posee areniscas con potencial de hidrocarburos en niveles correspondientes al Cretácico medio a superior. Está constituido por tres formaciones productoras que son: T, U y G-2, pertenecientes a la formación Napo, siendo las de mayor importancia la T y U, tanto por sus reservas como por su producción. La formación G-2 se presenta en cinco pozos 5 del total en la parte superior de la arena U. La formación Basal Tena se presenta en forma lenticular en determinadas áreas del campo y actualmente cuatro pozos se producen de esta formación. Los parámetros promedios básicos del campo se muestran en la Tabla 1.1. TABLA 1.1. PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS PARÁMETRO U T ho (pies) 42,6 42,2 Φ (%) 19,0 17,8 Área (acres) 36376, ,0 FR (%) 53,0 53,0 Permeabilidad Promedio (md) 460,685 FUENTE: Ingeniería de Yacimientos Petroecuador REALIZADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara. 5 Departamento de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción.

27 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI Las arenas U y T son similares tanto en origen como en constitución y están formadas por areniscas de grano fino, son regionalmente continuas, con espesores que varían entre diez y noventa pies; dando un promedio de cuarenta pies. Estas arenas tienen buena porosidad y permeabilidad. Se consideró inicialmente un área saturada de hidrocarburos de acres para U y acres para T. Los parámetros que controlan tanto las propiedades de la roca así como de los fluidos, muestran valores más consistentes y homogéneos en la arena T. Para esta arena se ha estimado un valor promedio de permeabilidad efectiva al petróleo de 500 md, los espesores para el cuerpo principal de la arena T presentan cierta continuidad en el yacimiento. Para la arena U el valor promedio de permeabilidad efectiva al petróleo es de 300 md, este parámetro se determinó mediante pruebas de restauración de presión, el espesor neto de esta arena presenta un perfil irregular con desarrollo pobre de arena en sectores de ciertos pozos. La variación de la porosidad en la arena U es mayor que en la arena T, la dispersión en los valores de porosidad en la arena U van de 13% a 23%, lo que indica que es un yacimiento heterogéneo con sectores de mejores características. La porosidad promedio es de 18,4% para los dos yacimientos, los valores de saturación promedio de agua son del 15%, la saturación de petróleo de 85%. La distribución, tanto de la porosidad como de la permeabilidad, incide directamente en el comportamiento de producción de las arenas. Con los parámetros petrofísicos determinados, se deduce que la transmisibilidad del fluido (kh) es mayor en la arena T.

28 CARACTERÍSITICAS DE LOS FLUIDOS Los fluidos encontrados en los yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Las tres arenas productoras del campo se encuentran entre los y pies de profundidad, los parámetros generales de los fluidos en el yacimiento son casi similares, la forma estructural del yacimiento del Campo Shushufindi, permitió una excelente acumulación de hidrocarburos dentro de las arenas, ayudado por una alta permeabilidad y porosidad, el petróleo sustituyó el agua estableciéndose niveles totalmente diferenciados; en la parte superior hidrocarburos y en la parte inferior agua. La saturación de petróleo en la zona alta alcanza valores de 85% correspondiendo el 15% a agua irreductible. En la zona baja cercana al contacto agua-petróleo la saturación de agua se incrementa hasta valores del 30%. La zona de transición de las arenas U y T es pequeña y fluctúa de 5 pies a 20 pies. En las zonas estructuralmente altas se encuentra agua en emulsión en porcentajes muy bajos y los pozos que producen de estas zonas lo hacen con altas tasas de petróleo y por largo tiempo. Los análisis de petróleo efectuado en las arenas U y T dan valores de viscosidad de 2,4 a 1,08 centipoises, la transmisibilidad del fluido (kh) es mayor en la arena T y los valores de movilidad (kh/µ) muestran condiciones de flujo preferencial en la arena T. Las tablas 1.2 y 1.3 indican las características de los fluidos de formación, así como también datos de presión de las diferentes arenas.

29 12 TABLA 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES ARENAS PARÁMETRO BASAL TENA U T Pi (psi) Pb (psi) T ( F) API 24 22,4 32 GOR (pcs/bf) βoi (bls/bf) 1,1508 1,267 1,217 βob (bls/bf) 1,1749 1,297 1,2476 T.F. (cp) 4,959 2,471 1,081 T.F. (cp) 3,959 1,924 0,7958 T.F. (cp) 0,43 0,47 0,46 ρ (g/cc) 0,8103 0,7663 0,7402 Ppm (Cl) Compresibilidad promedia del petróleo 7,75572*10^-6 Gravedad específica del gas 6 0,65 FUENTE: Ingeniería de Yacimientos Petroecuador; Centro de Investigaciones Geológicas ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 1.8. RESERVAS Son todo el volumen de petróleo que puede ser extraído del yacimiento bajo las condiciones técnicas y económicamente rentables a partir de una determinada fecha en adelante. Las estimaciones de los valores de reservas de petróleo para el campo han ido variando de acuerdo a la incorporación de nueva información técnica en los diferentes estudios de Ingeniería de Yacimientos así como de estudios de Simulación Matemática. Todos los cálculos de reservas incluyen cierto grado de incertidumbre, el grado relativo de incertidumbre puede expresarse clasificando las reservas en dos grupos, reservas probadas y no probadas. 6 Valor promedio tomado de pruebas de Build Up

30 RESERVAS PROBADAS Son aquellos volúmenes de petróleo que mediante análisis de los datos geológicos y de ingeniería demuestren con certeza razonable como recuperables en años futuros a partir de yacimientos conocidos, bajo las condiciones técnicas y económicas existentes, es decir, precios y costos a la fecha en que se realiza la estimación. Son las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde se ha desarrollado el campo. El Campo Shushufindi tuvo reservas iniciales probadas de 1.584,2 millones de barriles, que representa el 21,5% de todas las reservas de la cuenca Oriente. Del total de reservas, 38,0 millones de barriles pertenecen a la formación G-2; 754,1 millones de barriles a la formación U y 792,1 millones de barriles a la formación T RESERVAS NO PROBADAS Estas se basan en datos geológicos y/o de ingeniería similares a los datos usados para calcular reservas probadas, pero con incertidumbre en regulaciones, condiciones económicas, contractuales y técnicas, todo lo cual no permite clasificarlas como probadas. Las reservas no probadas pueden clasificarse como reservas probables y reservas posibles. Al ser Shushufindi un campo desarrollado y con muchos años de producción no se considera las reservas probables y posibles, únicamente las reservas probadas y remanentes.

31 RESERVAS REMANENTES Son volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial que todavía permanece en el yacimiento. Las reservas técnicas remanentes de petróleo a diciembre del 2008 son de de barriles 7. Las reservas por arenas se detallan en el anexo No PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS La presión inicial para la arena G-2 fue de psi, para la formación U fue calculada en psi, y para la formación T en psi. Estas presiones han disminuido de acuerdo a la producción de los fluidos. En base a información obtenida en pruebas de restauración de presión, se ha determinado la presión estática y de fondo fluyente para las diferentes arenas. La tabla 1.3 indica el estado de presiones. TABLA 1.3. COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN PRESIÓN BASAL TENA G2 U T Estática (psi) De fondo fluyente (psi) De burbuja (psi) FUENTE: Centro de Investigaciones Geológicas. Subgerencia de Exploración y Desarrollo ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 7 NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: Prestación de Servicion de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazonico Certificación al 31 de diciembre del 2008.

32 PRODUCCIÓN MECANISMOS DE PRODUCCIÓN El mecanismo de producción de petróleo de los yacimientos es una combinación de expansión de fluidos, roca y un empuje hidráulico natural. La energía del yacimiento proviene de tres fuentes, los acuíferos periféricos, el gas disuelto en el petróleo y la compresibilidad total, es decir, la expansión de los fluidos y la compresibilidad de la roca. Por facilidades de producción al Campo Shushufindi se lo ha dividido en cuatro sectores: Estación Norte, a la cual fluyen 25 pozos. Estación Central, a la cual fluyen 33 pozos. Estación Sur a la cual fluyen 15 pozos. Estación Sur-Oeste a la cual fluyen 9 pozos Estación Aguarico a la cual fluyen 4 pozos Con el número de pozos actualizados al 24 de agosto del SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI Inicialmente el campo produjo a flujo natural pero debido a la depletación de los yacimientos o por mantener la tasa de producción se ha incorporado los siguientes tipos de sistemas de levantamiento artificial: Bombeo neumático (gas lift) Bombeo hidráulico Bombeo electrosumergible Obsérvese en la Tabla 1.4. la producción según el tipo de levantamiento artificial. En la figura 1.3 puede notarse la gran importancia que tiene el sistema de

33 16 bombeo electrosumergible en el Área Shushufindi, ya que representa más del 91% de la producción total. TABLA 1.4. PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ESTACION GAS-LIFT BPPD B. E. S. BPPD P. O. BPPD CENTRAL NORTE SUR S-OESTE AGUARICO TOTAL (1 pozo) 1044 (1 pozo) (33 pozos) (19 pozos) 9000 (14 pozos) 3557 (9pozos) 846 (2 pozos) (5 pozos) (2 pozos) 1490 FUENTE: Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, 24 de agosto del 2010 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara FIGURA 1.3. PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO BES P.O. GAS LIFT FUENTE: Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, 24 de agosto del 2010 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

34 17 La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi- Aguarico de acuerdo al sistema de levantamiento que se está empleando. TABLA 1.5. NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL TIPO DE NÚMERO DE LEVANTAMIENTO POZOS BES 77 GAS LIFT 2 HIDRÁULICO 7 FUENTE: Forecast, 24 de agosto del Ingeniería de Petróleos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior. FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. GAS LIFT HIDRÁULICO BES FUENTE: Forecast, 24 de agosto del Ingeniería de Petróleos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

35 HISTORIA DE PRODUCCIÓN El Campo Shushufindi se incorpora a la producción de petróleo en agosto de Inicia la producción de petróleo con 10 pozos a una tasa de BPPD que hasta diciembre se incrementa a BPPD con 20 pozos productores; en marzo de 1973 la tasa subió a BPPD con 30 pozos productores. La tasa promedio de petróleo desde 1978 hasta 1994 fue de BPPD. A partir de 1995 la producción de petróleo inicia una declinación continua y un incremento acelerado en la producción de agua. En 1996 la producción es de BPPD y BAPD. En 1997 produce , en 1998 produce , en 1999 produce y en el 2000 produce BPPD. Simultáneamente, en estos años la producción de agua se incrementa en forma drástica desde a BAPD. En la actualidad la producción de agua supera a la de petróleo, convirtiéndose así, en el principal problema del campo. Los pozos se inundan rápidamente y disminuye la producción de petróleo, a tal punto que menos de la décima parte del campo se encuentra libre de inundación de agua. Este efecto es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo electrosumergible que es el más usado, pues permite la producción de volúmenes altos. Como resultado de los trabajos de reacondicionamiento, de la perforación de pozos de desarrollo o de la implementación de sistemas de levantamiento artificial, la declinación de producción del campo se ha incrementado progresivamente y continuará acentuándose en los próximos años; esto puede corroborarse con los datos de producción anual presentados en la tabla 1.6.

36 19 TABLA 1.6. PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO AÑOS PETRÓLEO BPPD AGUA BAPD FLUIDO BFPD BSW % , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , FUENTE: Departamento de Yacimientos, Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

37 20 En la figura 1.5 muestra claramente como la producción de petróleo ha ido disminuyendo con el transcurso de los años mientras que la producción de agua se ha ido incrementando (Figura 1.6). FIGURA 1.5 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL BPD Petróleo Agua Fluido AÑOS FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

38 21 FIGURA 1.6. BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL % BSW AÑOS FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara La tabla 1.7 muestra los barriles tanto de petróleo como de agua acumulados a diciembre del TABLA 1.7 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO FECHA DICIEMBRE 2008 Acumulado Petróleo BLS 1245' Acumulado Agua BLS 489' FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

39 RECUPERACIÓN SECUNDARIA El campo contaba con un sistema de inyección de agua para las formaciones U y T, el mismo que se inició en noviembre de El proyecto en su parte fundamental programó inyectar BAPD a través de 7 pozos inyectores ubicados en el flanco oeste de la estructura, con la finalidad de mantener o incrementar la presión de las formaciones U y T en la parte central y norte del Campo Shushufindi. En el año 1987, la empresa operadora Texaco y la DNH, preocupados por la no admisión del agua de la formación U, que apenas aceptaba el 36% de la inyección programada, consideraron procedente la realización de un nuevo estudio de Simulación Matemática, el cual recomendó incrementar el número de pozos inyectores en 3, adelantando la línea de inyección y reduciendo el volumen de inyección en un 16% para la formación U. Desde 1990 la tasa de inyección de agua se redujo a BAPD, siendo inyectados BAPD a la formación U y BAPD a la formación T. En marzo de 1999 y basado en los estudios realizados sobre el comportamiento de la inyección de agua, se suspendió temporalmente la inyección a las dos formaciones (U y T) en razón del incremento acelerado del corte de agua a nivel general del campo, aunque la planta sigue tratando agua superficial para suministro de la población y del Campo Shushufindi. Se recomienda realizar un estudio urgente de recuperación mejorada bajo patrones de inyección TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (24 Agosto 2010) Actualmente, el Área de Shushufindi posee una producción promedio diaria de alrededor de barriles de petróleo por día, MPCD de gas de formación, en la estación norte se tiene un total de 25 pozos y una producción total de BPPD.

40 23 En la estación central se tiene una producción de BPPD con 33 pozos, en la estación sur-oeste se tiene BPPD con 9 pozos, en la estación sur se produce BPPD con 15 pozos, y por ultimo en la estación Aguarico se tiene BPPD con 4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8 incluyendo la producción de agua. TABLA 1.8. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ESTACIÓN NORTE CENTRAL SUR SUR OESTE AGUARICO FUENTE: Forecast, 24 de a ELABORADO POR: Andre La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos anteriormente. NÚMERO DE POZOS FIGURA 1.7. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO BPPD agosto del 2010, Campo Shushufindi-Aguarico ea Benavides y Enrique Vergara PRODUCCIÓN DE AGUA BAPD PETRÓLEO AGUA 0 FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

41 24 Existen problemas en las facilidades de producción al no existir renovación de equipos y tuberías, además de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han cumplido el tiempo de vida útil sugerida por el fabricante. En el proceso de producción de petróleo, éste pasa sin agua del tanque de reposo al tanque de oleoducto de la Estación Central para ser bombeado a Lago Agrio. El agua producida es tratada y reinyectada a la formación Tiyuyacu. Del gas producido, una parte es entregada al complejo de Petroindustrial, y el gas residual se utiliza para generar energía eléctrica y para el sistema de producción por levantamiento neumático (gas lift). La producción actual para el campo está en el orden de los BPPD, con una tasa de declinación anual efectiva del 9% 8. 8 NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: Prestación de Servicios de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazónico.

42 25 CAPÍTULO II BOMBEO HIDRÁULICO 2.1. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer que un pozo fluya a la superficie en volúmenes suficientes, la energía natural deberá ser suplementada por medios artificiales. Este suplemento a la energía natural se conoce como levantamiento artificial. La figura 2.1 ilustra gráficamente por medio de curvas de gradiente el paso gradual de un pozo de flujo natural a una situación de levantamiento artificial. El objetivo de cualquier programa de levantamiento artificial debe consistir en desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento máximo, bajo las condiciones existentes, de la energía natural del yacimiento. FIGURA 2.1. ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO FUENTE: Texto guía de Gas Lift. Ing. Ramiro Almeida Martínez

43 26 Dentro de la clasificación existen cinco formas de levantamiento artificial utilizados comúnmente en la producción de petróleo Bombeo por varillas de succión o bombeo mecánico Bombeo eléctrico sumergible Levantamiento por gas ó Gas Lift Cavidad Progresiva. Bombeo hidráulico En la figura 2.2 se representa un esquema general de cada uno de los sistemas de levantamiento mencionados. FIGURA 2.2. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL FUENTE: Phoenix Artificial Lift Monitoring. Curso Schlumberger.

44 BOMBEO POR VARILLA DE SUCCIÓN O BOMBEO MECÁNICO Este sistema funciona mediante una bomba mecánica instalada en el fondo del pozo, con lo cual se logra el desplazamiento del fluido producido por el yacimiento. La transmisión de energía a la bomba se realiza mediante varillas conectadas a un aparato individual de bombeo (AIB) en superficie (figura 2.3). FIGURA 2.3. BALANCÍN EMPLEADO EN BOMBEO MECÁNICO FUENTE: Curso de Levantamiento Artificial Schlumberger Componentes Equipo de Superficie Balancín Vástago (Varillón pulido) Motor y caja reductora Equipo de Fondo Alojamiento de la bomba Bomba de profundidad Varillas de bombeo

45 Aplicaciones El bombeo mecánico tiene grandes ventajas sobre los otros métodos en los pozos con las siguientes características: Tasas de producción bajas o medianas Productividad baja Bajas presiones de producción en el fondo del pozo Bajas relaciones de gas en solución Pozos verticales Ventajas No es peligroso en áreas urbanas Las presiones de operación son bajas El sistema en general es silencioso para ser usado en áreas de población BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Es un sistema de levantamiento artificial que utiliza un motor eléctrico en el subsuelo para mover a una bomba centrífuga. La principal función del sistema de bombeo electrosumergible para la extracción del petróleo, es proporcionar la energía adicional al fluido del yacimiento mediante el uso de bombas centrífugas multi-etapa, donde su caudal de operación es controlado mediante variadores de velocidad instalados en la superficie del pozo. La forma en que se transfiere potencia a los fluidos es a través de la Bomba. A continuación en la figura 2.4 (a) se muestra una bomba electrosumergible multietapas y las partes de una etapa en la figura 2.4 (b).

46 29 FIGURA 2.4. BOMBA ELECTROSUMERGIBLE (a) (b) FUENTE: (a): Catálogo REDA- Schlumberger, (b) Catálogo REDA- Schlumberger

47 30 La bomba es operada por un motor eléctrico. Para transferir la energía desde la superficie hasta el motor de fondo se debe utilizar un cable eléctrico. La energía eléctrica es convertida a energía mecánica por el motor Componentes Equipo de Superficie Variador Frecuencia Transformador de Potencia Caja de Venteo Cable de Superficie Equipo de fondo Bomba Entrada/Separador de Gas Protector Motor Cable de Potencia Sensor de presión y temperatura Estos componentes pueden observarse en la figura 2.5.

48 31 FIGURA 2.5. COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V. 2007

49 Aplicaciones Las bombas eléctricas sumergibles tienen grandes ventajas en los pozos con: Altas tasas de producción Alta productividad Bajas presiones de producción en el fondo del pozo Bajas relaciones de gas en solución Ventajas Es un método flexible para producir en un rango muy amplio de gastos. No tiene partes móviles en superficie, así; es aplicable en áreas urbanas Bajo impacto ambiental al no haber derrames en superficie. Posibilidad de automatizar su supervisión. Es aplicable en pozos desviados y horizontales LEVANTAMIENTO POR GAS O GAS LIFT Es un proceso que consiste en levantar los fluidos de un pozo mediante el uso de un gas a presión relativamente alta que se inyecta en la columna de fluido en algún punto por debajo del nivel de fluido estático. La figura 2.6 presenta un esquema de este sistema Componentes Equipo de Superficie Planta de tratamiento de Gas (Unidad de secado de gas) Compresor Equipo de Fondo Mandriles Válvulas

50 33 FIGURA 2.6. ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT FUENTE: Aplicaciones El levantamiento a gas en cualquiera de sus formas es indicado para casi todas las aplicaciones en campos petroleros aunque tiene grandes ventajas en pozos con: Altas tasas de producción Alta productividad Pozos verticales y desviados Gas en solución Presiones de producción en el fondo del pozo relativamente altas.

51 Ventajas El costo inicial de los equipos de subsuelo es generalmente menor que en los otros métodos de levantamiento artificial. Su flexibilidad es superior a la de las otras formas de levantamiento. Las instalaciones pueden ser diseñadas para levantar inicialmente desde cerca de la superficie y para levantar desde casi la profundidad total en el momento del agotamiento del yacimiento. Las instalaciones de levantamiento a gas pueden ser diseñadas para levantar desde uno hasta varios miles de barriles diarios. La producción de arena en el fluido producido no afecta a los equipos de levantamiento a gas en la mayoría de las instalaciones. El levantamiento a gas no es afectado adversamente por la desviación del hoyo. El número relativamente pequeño de partes móviles en un sistema de levantamiento a gas permite un levantamiento más duradero en comparación con las otras formas de levantamiento artificial. Los costos de operación generalmente son mucho menores en los sistemas de levantamiento a gas que en los otros tipos de levantamiento, particularmente a grandes profundidades. El levantamiento a gas es ideal para suplementar el gas de la formación con el fin de levantar artificialmente pozos con relaciones gas-petróleo (GOR) relativamente altas CAVIDAD PROGRESIVA Este sistema de levantamiento es operado por medio de una bomba de fondo tipo tornillo, movida por varillas o por un motor eléctrico sub-superficial. La figura 2.7 muestra los tipos de cavidad progresiva.

52 35 FIGURA 2.7. CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO MOVIDO POR MOTOR DE FONDO MOVIDO POR VARILLA FUENTE: Curso de Levantamiento Artificial-Schlumberger Componentes Equipo de Superficie Transformador y Generador Motor con caja reductora Variador de frecuencia Equipo de Fondo Bomba de Cavidad Progresiva Varillas de Bombeo

53 Aplicaciones Capaz de manejar sólidos y fluidos de alta viscosidad Pozos verticales Para caudales menores a BPD En pozos poco profundos Para temperaturas menores 250 F Cuando el fluido no se emulsiona Para alta eficiencia volumétrica Ventajas Diseño simple de dos piezas (rotor y estator) La interferencia de ajuste entre el rotor y el estator crea una serie de cavidades aisladas. La rotación del rotor causa que las cavidades se muevan o progresen de un extremo de la bomba al otro BOMBEO HIDRÁULICO Introducción Puesto que el presente estudio trata sobre el Sistema de Bombeo Hidráulico en el campo Shushufindi, se profundizará más sobre este Sistema de Levantamiento. El método del Bombeo Hidráulico se remonta desde la época de los egipcios, cuando ellos utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y varillas). Dentro de la industria petrolera se remonta al siglo XX; en la actualidad este sistema se utiliza para levantar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie. Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial hidráulico como la bomba de Faucett que en el subsuelo fue una bomba

54 37 accionada por vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro para operarla, por esta razón no se comercializó con facilidad estos equipos. Con el pasar de los años, y teniendo que producir cada día desde mayores profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños de estos equipos de subsuelo y superficie hidráulicos; es así que desde 1932 varios miles de pozos petroleros han sido explotados con bombas hidráulicas, incrementándose cada día más las instalaciones en el mundo con este sistema de levantamiento artificial. El principio fundamental aplicado al Bombeo Hidráulico en el subsuelo es la Ley de Pascal, la cual establece que si se ejerce una presión sobre una superficie líquida esta se transmite a todas las superficies del mismo con igual intensidad. La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación centralizada en la superficie mediante una tubería llena de fluido hasta cualquier número de puntos (pozos) dentro del sistema. En la figura 2.8. se muestra el sistema general del bombeo hidráulico

55 38 FIGURA 2.8. SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Fernando E.R.

56 Principio funcionamiento El sistema de bombeo hidráulico transmite potencia al fondo por medio del fluido motriz presurizado que fluye por el agujero tubular del pozo; las bombas de subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del fluido motriz en energía potencial o de presión en los fluidos producidos. Las bombas de Pistón, constan de pistones recíprocos comunicados, unos gobernados por el fluido motriz presurizado y otro gobernado por él o los fluidos que produce el pozo. La bomba hidráulica JET, convierte el fluido presurizado motriz en un jet de gran velocidad que se mezcla directamente con los fluidos del pozo. Los tipos de bombas mencionadas son bombas libres ya que se corren y se reversan hidráulicamente sin remover la tubería, ni usar servicios de cables. Las presiones de operación en el sistema hidráulico varían de a psi, la bomba más común para generar esta presión en la superficie es una bomba Triple o Quíntuple de desplazamiento positivo, accionada por un motor eléctrico, un motor de gas o un motor de combustión interna (diesel) Sistema de operación Existen básicamente dos sistemas de operación dentro del bombeo hidráulico, siendo: el sistema de Fluido motriz abierto y el sistema de fluido motriz cerrado Sistema de fluido motriz abierto Un sistema de fluido motriz abierto (OPF, OPEN POWER FLUID) solo requiere de dos conductos de fluido en el pozo; el primero para circular o contener el fluido motriz a presión y dirigirlo a la parte motor de la bomba, el segundo contiene el

57 40 fluido motriz que accionó a la bomba más el fluido producido por el pozo en su retorno a superficie (llamado espacio anular). Este sistema es el más sencillo y económico, puesto que permite inyectar aditivos químicos al fondo del pozo, como también inhibidores de corrosión, incrustación y parafina, los mismos que nos ayudarán a extender la vida útil del equipo de subsuelo; cuando los fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro del pozo, puede añadirse demulsificante al fluido motriz Sistema de fluido motriz cerrado En un sistema de fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se permite que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema, se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo como en superficie; una sarta para transportar la producción hasta la batería de tanques y otra para que retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el fondo del pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y recircular. Es un sistema muy costoso y de complejo diseño. Es recomendable para cuando los fluidos producidos son extremadamente abrasivos o corrosivos. Es recomendable este sistema para plataformas marinas y en algunas instalaciones industriales. Para las bombas de subsuelo diseñadas para trabajar con este sistema el mayor inconveniente a tenerse es en el fluido motriz, por que el fluido motriz no seguirá limpio indefinidamente aunque se tengan todas las precauciones y cuidados que el caso requiere Tipos de completaciones Existen los siguientes tipos de completaciones: De Bomba Libre

58 41 De Bomba Fija Bomba a base de cable Sistema de bomba libre No requiere de unidad especial para correr y reversar la bomba, esta bomba se desplaza dentro de la sarta de tubería del fluido motriz. Para colocar la bomba o correr la bomba se inserta en la sarta de la tubería en la superficie y se la hace circular hasta el fondo, donde se la aloja en el conjunto de fondo (BHA) o también conocido como cavidad. Para recuperar la bomba, se inyecta fluido motriz por el espacio anular. Esta inyección de fluido invertida hace que se accione la válvula de pie (Standing valve) y se presurice en el fondo desasentando la bomba de la cavidad. La presión queda atrapada en las copas que tiene la bomba en la parte superior y de esta forma permite circular hasta superficie para ser reemplazada.; en ciertos casos se requiere de una unidad especial swab para recuperarla. Es una ventaja este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar o reemplazar equipos sin necesidad de una unidad de reacondicionamiento Sistema de bomba fija La bomba de fondo se coloca con la tubería de fluido motriz y se coloca en el pozo como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo se tiene que cambiar utilizando una unidad de reacondicionamiento Sistema de bomba a base de cable La bomba se coloca en una camisa deslizante, se instala sobre una válvula de gas lift o sobre una válvula de inyección de productos químicos, se coloca la

59 42 bomba pozo a bajo o se retira con el cable liso, la bomba se puede operar con el flujo normal o revertido Principales elementos del conjunto de fondo Se diseñará una Completación de fondo para cada pozo en particular, esto es dependiendo del número de las arenas productoras, consecuentemente irán el número de empacaduras, camisas y la cavidad; enunciaremos cada uno de sus componentes: Tubería O Tubing, es la sarta de tubos que se encuentran instalados desde la superficie hasta el fondo del pozo, son tubos de alta presión (hasta psi, dependiendo de la cédula a utilizar) a través de ella se inyecta el fluido motriz a la bomba, cada tubo tiene 32 ft de longitud aproximadamente, en nuestro país los tubing más utilizados son de 3½, 2 7/8 y 2 3/8. Tubería de revestimiento O Casing, es la tubería que va cementada a las paredes del pozo, a las profundidades hasta donde se instalará todo el conjunto de fondo se tienen diámetros de 5½ y 7, es en el diámetro interior ID del casing donde se mezclan los fluidos inyectado + producido y de esta forma circulan hasta superficie; En nuestro país debido a longevidad de los casing estos han ido perdiendo su capacidad de resistencia sobre todo por la corrosión consecuentemente es limitada su resistencia a altas presiones (± psi).

60 43 Cavidad Es un conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o jet), en el interior de la cavidad se aloja la bomba destinada a trabajar, cuando la bomba se encuentra alojada en la cavidad se tienen sellos que delimitan cámaras entre bomba y cavidad apropiadas para cada función y recorrido del fluido. La cavidad posee alrededor de ella agujeros en lugares destinados al paso del fluido. Independientemente del tipo de bomba los agujeros en el extremo inferior son utilizados para la extracción de la bomba. La bomba jet utiliza tres de los lugares agujereados. Cuando por algún motivo (corte de fluido sellos de cavidad) debe ser retirada la cavidad, obligatoriamente se tiene que sacar con toda la sarta de tubería y se tiene que utilizar una unidad de reacondicionamiento. Aisladores de zonas O packers, son elementos cuyo mecanismo hidráulico o mecánico hacen que sellen las paredes del casing y el tubing, aislando independientemente de esta forma las arenas productoras. Camisas Son herramientas que van colocadas directamente en el intervalo de la zona o arena productora y que tiene como objetivo permitir que solo el fluido de la zona o arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a través de él y llegue hasta la cavidad; estas herramientas tienen la particularidad de abrirse o cerrarse con la ayuda de una herramienta auxiliar llamada Shifting tool. Válvula de pie O standing valve, esta herramienta se aloja en el extremo inferior de la cavidad (seating ring), son necesarios en sistemas abiertos para crear el efecto U y prevenir que el líquido que está circulando regrese de nuevo al reservorio. Esta válvula puede ser recuperada con una unidad auxiliar de wire line. Cuando el pozo está produciendo, sirve de asiento para las bombas.

61 44 Bombas falsas Son corridas para taponar los orificios de la cavidad, se utilizan para realizar pruebas en el fondo de la completación, asentamiento de empacaduras, chequeo de tubería, realizar tratamientos a las formaciones, para realizar pruebas de inyectividad y admisión Principales elementos de superficie Cabezal de pozo Todo pozo posee un cabezal, dentro del bombeo hidráulico los cabezales de pozo tienen el mismo sistema de funcionamiento, en bombeo hidráulico se utilizan el cabezal de pozo con válvula de cuatro vías y el tipo árbol de navidad. El cabezal de pozo posee una válvula MASTER, es la que está conectada directamente con la sarta de la tubería (tubing) y la tubería de revestimiento (casing), con las líneas de inyección y producción, por lo tanto la válvula MASTER pilotea el movimiento de cualquier fluido (motriz o retorno) en cualquier sentido dentro del pozo. Las válvulas del casing, son válvulas por donde retornará la mezcla de los fluidos inyectado + producido a la línea de retorno a la estación de producción, son válvulas de psi. Las válvulas del tubing, son válvulas que nos permiten el paso del fluido de inyección hacia el tubing y consecuentemente a la bomba, son válvulas de psi. Válvula de control de pozo (4 Vías) Sirve para controlar la dirección del fluido motriz que acciona la bomba del pozo. Con solo mover la palanca hacia abajo, el fluido motriz baja por la tubería de inyección para activar y accionar la bomba.

62 45 Para reversar la bomba, el movimiento de la palanca hacia arriba dirige el flujo hacia abajo por el espacio anular para que la empuje o saque la bomba por la tubería de inyección hasta superficie. En la posición intermedia la válvula circula (by pass), es decir que el fluido de inyección pasa directamente a la línea de retorno a la estación. Con el giro a la derecha del handle (mariposa) presurizamos el pozo, la operación inversa es para despresurizar. Válvula de control de flujo La válvula reguladora o de control de flujo (VRF) sirve específicamente para regular el paso del fluido a ser inyectado al pozo y consecuentemente a la bomba. Esta válvula se instala entre la válvula block y el cabezal del pozo. Lubricador Es una herramienta de apoyo que se acopla a la válvula de 4 vías y al cabezal tipo árbol de navidad, nos sirve para sacar la bomba y desplazar la bomba hacia el pozo sin necesidad de contaminar el medio ambiente facilitando al Técnico la operación del cambio de bomba y reduciendo el peligro de trabajar con el hueco abierto. Líneas En el recorrido que realizan el fluido no siempre se encuentra con un mismo caudal ni con una presión constante, por ello se utiliza dos tipos de tubería en toda la instalación de superficie. Tubería de alta presión Soporta hasta psi, se utiliza para el fluido de inyección desde la planta hasta el cabezal del pozo; la sarta de tubería que se utiliza en la completación definitiva es también de alta presión. Tubería de baja presión Tiene márgenes de resistencia menores ( psi), se encuentra instalada desde la salida de producción del pozo hasta la estación de almacenamiento.

63 46 Válvulas de paso Las válvulas que conforman un circuito no son iguales aunque su principio es similar de apertura y cierre, las más utilizadas son: Válvulas mariposa Cierra con varias vueltas (sentido antihorario) Válvulas de tipo Block De rápida acción sirven para aperturas y cierre rápidos, su trabajo es en apertura y cierre con giro a 90 Turbina de caudal Este elemento es indispensable dentro del circuito en la superficie, ya que mediante el movimiento de la turbina producido por la energía cinética del fluido motriz presurizado, en su parte interior los alabes giran a gran velocidad, estas pulsaciones son leídas por un sensor magnético que posee un instrumento electrónico que cuenta el paso del número de barriles que circulan hacia el pozo; La turbina se encuentra instalada directamente en la línea de inyección luego del VRF. Cuenta barriles Es un instrumento electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se producen el interior de la turbina, facilitando de esta manera para determinar exactamente el número de barriles inyectados hacia la bomba, este elemento es portátil y no se lo encuentra instalado en la locación.

64 47 Instrumentos Como se trabaja con altas presiones se tiene que contar en las líneas de inyección y retorno manómetros de alta y baja presión (5000 psi y 600 psi respectivamente). En la mayoría de los pozos se encuentra instalado un manómetro diferencial que es un registrador de carátula giratoria (denominado BARTON por la marca del fabricante), en el que se registran las presiones de operación de inyección y la presión de retorno, es cambiable esta carta y su giro es proporcional con el tiempo real, se gradúa a 24 horas o a 7 días según el tipo de reloj Tipos de Bombas Hidráulicas de subsuelo Las bombas de subsuelo pueden ser: de tipo jet y de tipo pistón Bombas jet Es un tipo especial de bombas de subsuelo que no emplea partes móviles lo que permite a la bomba tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas son limitaciones importantes. Ejecuta su acción de bombeo mediante la transferencia de momentum entre el fluido motriz y el fluido del pozo que se produce cuando éstos se mezclan, pasando a través de la unidad de subsuelo. Con las bombas hidráulicas tipo jet, siempre se tiene un sistema de fluido motriz abierto o cerrado siendo este último el más común. Frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las bombas de pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP, así como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia de arena. La figura 2.9 ilustra esquemáticamente los componentes de una bomba jet directa.

65 48 FIGURA 2.9. BOMBA JET DIRECTA Fluido de Inyección Tubería (tubing) Tubería de revestimiento (Casing) Nozzle Garganta Difusor Fluidos mezclados Fluidos del pozo FUENTE: Introduccion al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe REALIZADO POR: Artificial Lift Systems de Weatherford y Servicios Petroleros de Solipet.

66 Principio de funcionamiento de la bomba jet. El bombeo hidráulico tipo Jet, es un mecanismo de producción de pozos petroleros, que actúa mediante la transferencia de potencia a una bomba de subsuelo con un fluido presurizado que es bombeado a través de la tubería de producción. La bomba de subsuelo actúa como un transformador convirtiendo la energía del fluido motriz en energía potencial o presión sobre los fluidos producidos. La bomba de subsuelo tipo Jet, logra su acción de bombeo mediante la transferencia de energía entre dos corrientes de fluidos. La alta presión del fluido motriz enviado desde la superficie pasa a través de una tobera donde su energía potencial o presión es convertida en energía cinética en la forma de chorro de fluido a gran velocidad. El fluido a producir es succionado y mezclado con el fluido motriz en la garganta de la bomba y llevado a superficie. No requiere de varillas o cables eléctricos para la transmisión de potencia a la bomba de subsuelo. Es un sistema con dos bombas, una en superficie que proporciona el fluido motriz y una en el fondo, que trabaja para producir los fluidos de los pozos. La bomba de subsuelo puede ser instalada y recuperada hidráulicamente o con unidades de cable. Los fluidos producidos pueden ser utilizados como fluido motriz. Su mantenimiento es de bajo costo y de fácil implementación. Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan mediante una configuración de toberas y gargantas venturi. Diferentes configuraciones geométricas se utilizan para controlar la luz entre los orificios de la tobera y la garganta para lograr los caudales deseados de producción.

67 50 Relaciones toberas / gargantas en volumen y presión La relación entre el área de la tobera y el área de la garganta, es una variable importante, porque determina el intercambio entre la cabeza de levantamiento y la tasa de flujo de producción. (Figura 2.10) FIGURA 2.10 NOMENCLATURA BOMBA JET FUENTE: Introducción al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe Autor: Ing. Fernando Riofrío Donde: P s = Presión del fluido de succión P n = Presión de la tobera P d = Presión del fluido de descarga por el difusor Q s = Caudal de succión Q n = Caudal de inyección por la tobera Q d = Caudal de descarga por el difusor A j = Área de la tobera A t = Área de la garganta A s = Área de succión. Si para una tobera dada se selecciona una garganta de modo que el área de la tobera Aj, sea del 60% del área de la garganta At, existirá un caudal de producción grande y una cabeza de levantamiento pequeño, el área As como se

68 51 ilustra en la figura anterior sirve para que los fluidos del pozo pasen. Existirán grandes cabezas de levantamientos si entre la garganta y la tobera se selecciona un As pequeño. Como la energía de la tobera es transferida a un caudal más pequeño que la tasa del fluido motriz, entonces existirá un caudal de producción más bajo que el utilizado como fluido motriz. Tanto toberas como gargantas utilizan una estricta progresión de diámetro y orificios. La progresión establece áreas de relaciones entre la tobera y diferentes gargantas. A la designación de una tobera y una garganta se le denomina GEOMETRÍA. Al establecer una tobera seleccionada con el mismo número de garganta se tendrá siempre la misma relación de área: para Oilmaster, para Kobe, y para Claw. Esto se denomina relación A, sucesivamente mayores gargantas seleccionadas con una misma tobera, se tendrán relaciones A, B, C, D y E. (Figura 2.11) La relación de área comúnmente usada oscila entre (A) y (C). Relaciones mayores de áreas a son usados normalmente en pozos de gran profundidad con altos levantamientos o solamente cuando es baja la presión del fluido motriz disponible, pequeñas áreas anulares son más propensas a cavitación.

69 52 FIGURA 2.11 RELACIONES TOBERA - GARGANTA Y PRODUCCIÓN - LEVANTAMIENTO FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Luis Fernando E.R. Relaciones de áreas menores a (C, D, E) son usadas en pozos pocos profundos o cuando es muy baja la presión de inyección, se requiere de una mayor área anular para que pase el fluido reduciendo el potencial de cavitación. Las pequeñas relaciones de área (C, D, E) revelan menor cabeza de levantamiento pero pueden producir más volúmenes de fluidos que el usado como fluido motriz. Las mayores relaciones de áreas son instaladas para altas cabezas de levantamiento pero esto es solamente aplicable con relaciones de producción menores que la relación de fluido motriz. Ejemplo: Geometría D-5 o 10-H en Guiberson y Claw respectivamente.

70 Sistemas de inyección de fluido motriz en la bomba jet La dirección del fluido motriz en la bomba jet puede ser de inyección convencional o reversa. Bomba de inyección convencional. En la bomba de inyección convencional el fluido motriz es inyectado por la tubería de producción y la producción e inyección retorna por el espacio anular (tubería de revestimiento-tubería de producción). Para reversar la bomba cambiamos de sentido los fluidos, inyectamos por el espacio anular, lo cual nos permite levantar la bomba por la tubería de producción hasta la superficie. Bomba de inyección reversa. En la bomba de inyección reversa el fluido motriz es inyectado por el espacio anular y la producción retorna con la inyección por la tubería de producción, teniendo un menor tiempo de evaluación para obtener la información del pozo como: la producción, BSW, etc. Este tipo de inyección es utilizado en bombas jet de camisa. Para recuperar la bomba solo se puede hacer con unidad de cable de pesca Cavitación en bombas jet El fluido es acelerado hasta una velocidad (200 a 300 pie/seg) para entrar a la garganta, la presión estática del fluido cae hasta llegar a la presión de vapor del fluido a altas velocidades. Esta presión baja causa que se formen las cavidades bajas de vapor (cavitación). Esto provoca choques de fluido de formación en la garganta por lo que la producción tiende a bajar aún cuando la tasa de fluido motriz y la presión sean incrementadas. Se puede manifestar que con una tasa de flujo cercana a cero, desaparece la cavitación debido a que las velocidades del fluido son bajas. Sin embargo bajo estas condiciones la diferencia de velocidades que existe entre el chorro que sale de la tobera y el fluido producido, hace que se produzca una zona de corte en los

71 54 límites de los dos fluidos. Esta zona de corte entre los fluidos genera vórtices (torbellinos) que tienen una presión reducida, por lo tanto se forman cavidades de vapor en el alma de los vórtices, permitiendo la erosión de las paredes de la garganta a medida que las burbujas de vapor colapsan debido al decaimiento del vórtice y el aumento de presión en el difusor de la bomba Ecuaciones para el diseño de una bomba jet Ecuación de Continuidad (2.1) Donde: Q = Caudal V = Velocidad A = Área Eficiencia de una Bomba Jet E (2.2) Donde: E = Eficiencia Pd = Presión de descarga Ps = Presión de succión Pn = Presión Nozzle Qs = Caudal de Producción Qn = Caudal de Inyección Relación Adimensional de Flujo M ó ó (2.3)

72 55 Relación Adimensional de Áreas R Á Á (2.4) (2.5) Relación Adimensional de Presiones H (2.6) P P ELEVACIÓN FRICCIÓN (GLR 10) (2.7) P P ELEVACIÓN FRICCIÓN (GLR 10) (2.8) P P Q A, (Yacimiento subsaturado) (2.9) (2.10) (2.11) γ Gravedad específica M 1 K (2.12) HP, (2.13)

73 Ventajas No adolece de problemas de golpes de fluido ni recalentamiento y el gas se puede liberar fácilmente. La bomba jet no tiene partes móviles, puede estar construida de piezas en donde se solucione problemas de pozos altamente corrosivos. Las partículas sólidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet El recubrimiento de carburo de tungsteno de la tobera y la garganta rinde larga duración efectiva en pozos de alto contenido de materiales sólidos. Resuelve problemas relacionados con la producción de crudos pesados de alto corte de parafina, con altas temperaturas de fondo de pozo y con pozos de gas invadidos por agua. Bajos costos de mantenimiento Adaptabilidad para uso en una camisa deslizante, cualquier cavidad de cualquier medida, coiled tubing, etc. Capacidad de manejar producción con gas Desventajas La bomba jet requiere de una alta potencia para trabajar idóneamente En pozos donde se tiene un alto corte de agua se requiere inyectar químicos para bajar la emulsión producida por la jet en los tanques de almacenamiento de crudo en las estaciones de producción. Se requiere de alta presión de operación por lo tanto resulta peligroso la operación del fluido motriz en superficie. La eficiencia volumétrica es demasiado baja

74 Bombas pistón Una bomba hidráulica tipo pistón consiste de un motor hidráulico con un pistón reciprocante accionado mediante un fluido motriz, conectador por un eje corto a un pistón en el extremo de bombeo. La bomba actúa casi como una bomba de varillas, excepto que las bombas hidráulicas son usualmente de doble acción, es decir, el fluido está siendo desplazado de la bomba en la carrera ascendente y en la carrera descendente. El fluido motriz a alta presión se inyecta hacia abajo por la tubería de producción desde la superficie y es retornado a la misma ya sea a través de otra tubería o se mezcla con el fluido producido en la sarta de producción. Como fluido motriz puede usarse agua o petróleo. En la figura 2.12 se presenta la constitución interna de una bomba tipo pistón de doble efecto.

75 58 FIGURA BOMBA HIDRÁULICA DE DOBLE EFECTO TUBING PACKER Y ARPÓN VÁLVULA DE SUCCION VÁLVULA DE DESCARGA PISTÓN CILINDRO VÁLVULA DE INVERSIÓN VARILLA CAVIDAD CASING VÁLVULA DE PIE EMPACADURA FUENTE: Dresser Oil Tools ELABORADO POR: Dresser Oil Tools

76 Principio de funcionamiento de la bomba pistón El líquido a presión (fluido motriz) llega hasta la cavidad por medio de la tubería de producción y se introduce en una sección motriz hidráulica, colocada por debajo del nivel del fluido a producir. La bomba hidráulica de fondo es el corazón de un sistema de bombeo hidráulico. Esta bomba es impulsada por una sección motriz hidráulica de acción reciprocante que está conectada directamente a la bomba de producción por medio de una varilla. El diseño determina la longitud de la carrera para las secciones motriz y de bombeo. Los componentes básicos de cualquier bomba hidráulica incluyen el pistón y cilindro de la parte motriz, una válvula inversora para dicha parte motriz (la que determina el movimiento del pistón dirigiendo el fluido motriz a través de la parte motriz en forma ascendente o descendente). (Figura 2.13) Válvulas convencionales controlan la succión y descarga de fluidos en la parte bomba. Estas válvulas normalmente están formadas por bola y asiento. (Son válvulas de retención). Las secciones motriz y parte bomba pueden combinarse en una bomba de acción netamente doble, de acción netamente simple, o una combinación de ambos. La bomba tipo pistón de acción simple es denominada así porque solo produce cuando el pistón está en la carrera ascendente. (Desplaza fluido de formación del fondo a superficie) La bomba de acción doble tiene la ventaja de producir en ambas carreras del pistón, cuando el pistón superior sube desplaza la parte superior del mismo hacia superficie, pero a su vez el pistón de la parte inferior se está llenando de fluido de formación, en la carrera descendente la parte inferior del pistón inferior descarga fluido de formación mientras que el pistón superior se llena de fluido de formación

77 60 completando de esta forma el ciclo. FIGURA 2.13 COMPONENTES Y OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN ENTRADA DE FLUIDO MOTRIZ VARILLA DE LA VÁLVULA VÁLVULA MOTRIZ CARRERA DESCENDENTE P 1 ENTRADA DE FLUIDO MOTRIZ P 2 CARRERA ASCENDENTE P 1 P 2 P 2 PISTÓN MOTRIZ VARILLA MEDIA P 1 P 2 P 1 P 3 VÁLVULA DE LA BOMBA P 4 P 3 PISTÓN DE PRODUCCIÓN P 3 P 3 P 4 P 1 P 1 ENTRADA DEL PETRÓLEO PRODUCIDO P 4 ENTRADA DEL PETRÓLEO PRODUCIDO P 4 FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Autor: Ing. Melo V, año 2007

78 Sistemas de inyección de fluido motriz en las bombas pistón. Al mencionar los sistemas de inyección del fluido motriz, se indican dos formas de inyección: una en un circuito abierto y otra en un circuito cerrado. Ambos sistemas son iguales en el manejo del fluido motriz desde los tanques de almacenamiento hasta la unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que el fluido motriz retorna a la superficie después de haber operado la unidad. A continuación se presentan las características fundamentales de estos sistemas. Circuito abierto. El sistema de inyección de circuito abierto fue el primero que se utilizó y su aplicación es la más sencilla y económica. En este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie mezclado con el petróleo producido, ya sea a través de la tubería de descarga o por el espacio anular de las tuberías de revestimiento, producción o inyección, dependiendo del equipo de fondo que se tenga. La aplicación de este sistema presenta varias ventajas como son: la adición de fluido motriz limpio en pozos que contienen alto porcentaje de agua salada, con lo que se reduce dicho porcentaje y por consiguiente disminuye el efecto de corrosión. Así mismo, la adición de petróleo ligero puede reducir la viscosidad en pozos productores de petróleo pesado. La principal desventaja de este sistema es el incremento de volumen bruto que debe ser tratado en la superficie para obtener el petróleo limpio necesario y continuar la operación. Circuito Cerrado. El sistema de inyección en circuito cerrado es el método más completo que existe en la actualidad. En este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie, independientemente del petróleo producido, fluyendo nuevamente hasta el tanque almacenador y formando un circuito cerrado. Esto se logra por medio de una tubería adicional que va alojada en un dispositivo mecánico llamado Cámara de Fondo, instalado en el fondo del pozo. En este sistema se utiliza un elemento de empaque en la unidad de bombeo, que permite aislar el fluido motriz del producido. Las principales ventajas son: la medición exacta de los fluidos producidos por el pozo y la determinación del desgaste sufrido por la unidad de

79 62 bombeo al incrementarse el volumen de fluido motriz utilizado en la lubricación de los pistones; esto último facilita la programación del mantenimiento de estas unidades Fricción en la bomba pistón. La presión requerida en una bomba hidráulica para operar bajo condiciones teóricas de operación (no carga) se presenta mediante una relación existente entre el tipo de bomba, porcentaje de la velocidad de régimen y la viscosidad del fluido como se muestra en anexo No 2. Este nomograma representa las caídas de presión por fricción mecánica e hidráulica a través de la bomba. Los valores obtenidos en el anexo mencionado representan los valores máximos basándose en el mayor tamaño del embolo (pistón) y considerando un 100% de eficiencia del extremo de bombeo. Cuando el caudal de los fluidos a través de la bomba es reducido por diámetros más pequeños del pistón o por el paso del gas, la fricción total puede ser, en algunos casos, más baja que la determinada en las gráficas. Esto es porque aproximadamente el 25% de la fricción total se provoca por el bombeo del fluido de la bomba. Este valor no está bien definido para todas las bombas, pero puede usarse para estimar la reducción de la fricción en la bomba debido al bombeo real de los fluidos Ecuaciones para el diseño de una bomba pistón Factor P/E importancia dentro del diseño P E (2.14) Donde: P/E = Relación adimensional bomba / motor App = Área pistón bomba Apr = Área de la varilla bomba Aep = Área pistón motor

80 63 Aer = Área varilla motor Con un factor: P/E > 1; P/E < 1; Mayor presión de operación y menor inyección de fluido motriz Menor presión de operación y mayor inyección de fluido motriz Índice de productividad (PI) Cuando Pwf Pb el flujo es similar al de una sola fase ya que todo el gas se encuentra en solución, la curva de productividad es una línea recta como se muestra en la figura FIGURA 2.14 PRESIÓN DE FONDO EN FUNCIÓN DEL CAUDAL FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Autor: Ing. Luis Fernando E.R. PI (2.15) Donde Q = Caudal máximo producido Pwf = Presión de fondo fluyente Pr = Presión de reservorio P. ; P psi Pwf (2.16) H Profundidad camisa perforaciones profundidad camisa circulación Pwf P P (2.17)

81 64 Cuando el índice de productividad es constante, se puede transformar la ecuación anterior para encontrar nuevas tasas de producción en base a nuevas presiones de flujo. Q PI Pr Pwf (2.18) Relación de Productividad Cuando Pwf Pb, se tiene un flujo Multifásico, en este caso el gas sale en solución e interfiere con el flujo de petróleo y del agua. El PI no toma en cuenta las pérdidas ocasionadas por el gas, VOGEL desarrollo su ecuación empírica para calcular el IPR (Inflow Perfomance Reference Curve) de un yacimiento con empuje de gas disuelto (2.19) Donde: Q = Caudal máximo de producción (Pwf = 0), stb/d q q q (2.20) Donde: q luido motriz bl q caudal producido bl Cuando se trata de flujos multifásicos, el índice de productividad se calcula utilizando la ecuación modificada de Vogel. PI... (2.21) Para cualquier caudal mayor a donde Pwf<Pb, se puede calcular con Q Q Q Q (2.22)

82 65 Q Q Q (2.23) Donde: = Caudal de flujo a una determinada Presión Pwf, stb/d = Presión del punto de burbuja, psi = Caudal de flujo a, stb/d = Caudal máximo de producción (Pwf=0), stb/d Relación Gas Petróleo (GOR) Prod. STP (2.24) Donde: Prod. GOR = GOR de producción Q = Volumen de Gas, scf Q = Volumen de petróleo producido por día, stb Prod GOR = Sol GOR (Rs) + Gas Libre Corte de Agua El corte de agua influye directamente en la tasa de producción total. BSW 100% (2.25) Donde: BSW = corte de agua real de formación BSW ó = corte de agua de inyección BSW = corte de agua de retorno BFPD=barriles de fluido por día BIPD=barriles inyectados por día

83 66 Presión Hidrostática Ph = Gf (psi/ft) * TVD (ft) (2.26) Donde: Ph = Presión hidrostática Gf = Gradiente del fluido TVD = Profundidad vertical verdadera Si se conoce el Peso Específico Conociendo el peso específico el gradiente se puede calcular de la siguiente manera: Gf psi ft γ 0,433 psi ft (2.27) Gradiente de la Mezcla Agua-Petróleo Gm G BSW G ó 1 BSW (2.28)

84 Ventajas El bombeo hidráulico tipo pistón ha tenido gran aceptación en los últimos años; ya que ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas de levantamiento artificial. Puede alcanzar profundidades hasta de pies y para sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor - bomba) no se requiere equipo de reparación, únicamente se invierte el sentido del fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a la superficie por el desplazamiento del fluido motriz (bomba tipo libre). Otras ventajas son: Tiene buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5000 bl/día). Puede operarse en pozos direccionales. Es de fácil adaptación para su automatización. Fácil para agregar inhibidores de corrosión. Puede instalarse como un sistema integral. Es adecuado para el bombeo de crudos pesados. Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas urbanas Desventajas Las tolerancias muy ajustadas de las bombas tipo pistón, las hacen muy sensibles a la contaminación del líquido. Las bombas de pistones axiales no son aconsejables en pozos con alta relación gas-petróleo ya que si el fluido de producción contiene mucho fluido gaseoso, la capacidad de manejar el fluido líquido disminuye cada vez que el gas aumente, lo que se traduce en baja eficiencia. La principal desventaja del sistema abierto es el incremento de volumen bruto que debe ser tratado en la superficie para obtener el petróleo limpio necesario y continuar la operación.

85 Análisis Comparativo de las Bombas Hidráulicas Fabricantes de Bombas tipo Pistón Entre los fabricantes de bombas tipo pistón presentamos a los más comunes y actualmente usados por Petroproducción cuyas especificaciones técnicas se muestran a continuación en las tablas 2.1, 2.2, 2.3, 2.4. Entre estos tenemos: KOBE NATIONAL OIL MASTER GUIBERSON OILWELL HYDRAULICS INC TABLA 2.1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN KOBE Bomba Desplazamiento BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) Tipo A 2 3/8 in. tubing 2 x 13/16-13/ x 1-13/ x x 1-13/ x 1 3/16-13/ x 1 3/ x 1 3/16-1 3/ x 1 3/16-1 x x 1 3/16-1 3/16 x x 1 3/16-1 3/16 x 13/ /8 in. tubing 2 1/2 x /2 x 1 1/ /2 x 1 1/4-1 1/ /2 x 1 1/4-1 1/ /2 x 1 1/4-1 7/ /2 x 1 7/16-1 1/ /2 x 1 7/16-1 1/ /2 x 1 7/16-1 7/ /2 x 1 1/2-1 1/ /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 7/ /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 5/ /2 x 1 7/16-1 1/4 x 1 1/ /2 x 1 7/16-1 7/16 x 1 1/ /2 x 1 7/16-1 7/16 x 1 7/ /2 x 1 5/8-1 5/8 x 1 5/ /2 in. tubing 3 x 1 1/2-1 1/ x 1 1/2-1 3/ x 1 1/2-1 1/ FUENTE: Weatherford

86 69 TABLA 2.1. CONTINUACIÓN Bomba Desplazamiento BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) Tipo A 3 1/2 in. tubing 3 x 1 1/2-1 3/ x 1 3/4-1 1/ x 1 3/4-1 3/ x 2-1 3/ x 1 3/4-1 1/4 x 1 1/ x 1 3/4-1 1/2 x 1 1/ x 1 3/4-1 3/4 x 1 1/ x 1 3/4-1 3/4 x 1 3/ /2 in. tubing 4 x 2-1 3/ x x 2-2 3/ x 2 3/ x 2 3/8-2 3/ x 2 3/8-2 x 1 3/ x 2 3/8-2 x x 2 3/8-2 3/8 x x 2 3/8-2 3/8 x 2 3/ Tipo B 2 3/8 in. tubing 2 x 1 3/8-1 3/ x 1 3/8-1 3/ x 1 3/8-1 3/16 x 1 3/ x 1 3/8-1 3/8 x 1 3/ x 1 3/8-1 3/8 x 1 3/ /8 in. tubing 2 1/2 x 1 3/4-1 1/ /2 x 1 3/4-1 3/ /2 x 1 3/4-1 1/2 x 1 1/ /2 x 1 3/4-1 3/4 x 1 1/ /2 x 1 3/4-1 3/4 x 1 3/ /2 in. tubing 3 x 2 1/8-1 7/ x 2 1/8-2 1/ x 2 1/8-1 7/8 x 1 7/ x 2 1/8-2 1/8 x 1 7/ x 2 1/8-2 1/8 x 2 1/ Tipo D 2 3/8 in. tubing 2 x 1 3/16 x 1 3/8-1 3/ x 1 3/16 x 1 3/8-1 3/16 x 1 3/ x 1 3/16 x 1 3/8-1 3/8 x 1 3/ x 1 3/16 x 1 3/8-1 3/8 x 1 3/ /8 in. tubing 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4-1 1/ /2 x 1 7/16 x 1 3/4-1 3/ /2 x 1 7/16 x 1 3/4-1 1/2 x 1 1/ /2 x 1 7/16 x 1 3/4-1 3/4 x 1 1/ /2 x 1 7/16 x 1 3/4-1 3/4 x 1 3/ /2 in. tubing 3 x 1 3/4 x 2 1/8-1 7/ x 1 3/4 x 2 1/8-2 1/ x 1 3/4 x 2 1/8-1 7/8 x 1 7/ x 1 3/4 x 2 1/8-2 1/8 x 1 7/ x 1 3/4 x 2 1/8-2 1/8 x 2 1/ Tipo E 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 3/ /2 in. tubing 3 x 2 1/ FUENTE: Weatherford

87 70 TABLA 2.2. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN NATIONAL OILMASTER Bomba Tipo F, FE, FEB 2 3/8 in. tubing BPD por SPM Desplazamiento A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total F F F F FEB FEB /8 in. tubing F F F FE FE FE FE FE Tipo V 2 7/8 in. tubing V V V V Tipo /8 in. tubing /8 in. tubing /2 in. tubing FUENTE: Weatherford PIE Máxima velocidad de régimen (SPM)

88 71 TABLA 2.3. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN GUIBERSON Bomba Powerlift I 2 3/8 in. tubing Desplazamiento BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) 2 x 1 5/8 x 1 1/ x 1 5/8 x 1 1/ x 1 5/8 x 1 1/ x 1 5/8 x 1 1/ x 1 5/8 x 1 5/ x 1 5/8 x 1 5/ /8 in. tubing 2 1/2 x 2 x 1 1/ /2 x 2 x 1 1/ /2 x 2 x 1 1/ /2 x 2 x 1 5/ /2 x 2 x 1 3/ /2 x 2 x 1 3/ /2 x 2 x /2 x 2 x , /2 x 1 5/8 x 1 1/ /2 x 1 5/8 x 1 1/ /2 x 1 5/8 x 1 1/ /2 x 1 5/8 x 1 5/ /2 x 1 5/8 x 1 1/ /2 x 1 5/8 x 1 1/ /2 x 1 5/8 x 1 1/ /2 x 1 5/8 x 1 5/ /2 in. tubing 3 x 2 1/2 x 1 3/ x 2 1/2 x x 2 1/2 x 2 1/ x 2 1/2 x 2 1/ Powerlift II 2 3/8 in. tubing 2 x 1 1/ x 1 1/ x 1 9/ /8 in. tubing 2 1/2 x 1 1/ /2 x 2 1/ /2 x 1 7/ FUENTE: Weatherford

89 72 TABLA 2.4. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN OILWELL Tipo AM Bomba 2 3/8 in. tubing BPD por SPM Desplazamiento A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) 2 x 13/16-13/ x 1-13/ x x 1-13/ x 1 3/16-13/ x 1 3/ x 1 3/16-1 3/ x 1 3/16-1 x x 1 3/16-1 3/16 x x 1 3/16-1 3/16 x 13/ /8 in. tubing 2 1/2 x /2 x 1 1/ /2 x 1 1/4-1 1/ /2 x 1 1/4-1 1/ /2 x 1 1/4-1 7/ /2 x 1 7/16-1 1/ /2 x 1 7/16-1 1/ /2 x 1 7/16-1 7/ /2 x 1 1/2-1 1/ /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 7/ /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 5/ /2 x 1 7/16-1 1/4 x 1 1/ /2 x 1 7/16-1 7/16 x 1 1/ /2 x 1 7/16-1 7/16 x 1 7/ /2 x 1 5/8-1 5/8 x 1 5/ /2 in. tubing 3 x 1 1/2-1 1/ x 1 1/2-1 3/ x 1 1/2-1 1/ x 1 1/2-1 3/ x 1 3/4-1 1/ x 1 3/4-1 3/ x 2-1 3/ x 1 3/4-1 1/4 x 1 1/ x 1 3/4-1 1/2 x 1 1/ x 1 3/4-1 3/4 x 1 1/ x 1 3/4-1 3/4 x 1 3/ /2 in. tubing 4 x 2-1 3/ x x 2-2 3/ x 2 3/ FUENTE: Weatherford

90 73 TABLA 2.4. CONTINUACIÓN Bomba Tipo AM 4 1/2 in. tubing BPD por SPM Desplazamiento A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) 4 x 2 3/8-2 3/ x 2 3/8-2 x 1 3/ x 2 3/8-2 x x 2 3/8-2 3/8 x x 2 3/8-2 3/8 x 2 3/ Tipo BM 2 3/8 in. tubing 2 BM - 1 3/ BM - 1 3/ BM - 1 3/16 x 1 3/ BM - 1 3/8 x 1 3/ BM - 1 3/8 x 1 3/ /8 in. tubing 2 1/2 BM - 1 1/ /2 BM - 1 3/ /2 BM - 1 1/2 x 1 1/ /2 BM - 1 3/4 x 1 1/ /2 BM - 1 3/4 x 1 3/ /2 in. tubing 3 BM - 1 7/ BM - 2 1/ BM - 1 7/8 x 1 7/ BM - 2 1/8 x 1 7/ BM - 2 1/8 x 2 1/ Tipo DM 2 3/8 in. tubing 2 DM- 1 3/ DM - 1 3/ DM - 1 3/16 x 1 3/ DM - 1 3/8 x 1 3/ DM - 1 3/8 x 1 3/ /8 in. tubing 2 1/2 DM - 1 1/ /2 DM - 1 3/ /2 DM - 1 1/2 x 1 1/ /2 DM - 1 3/4 x 1 1/ /2 DM - 1 3/4 x 1 3/ /2 in. tubing 3 DM - 1 7/ DM - 2 1/ DM - 1 7/8 x 1 7/ DM - 2 1/8 x 1 7/ DM - 2 1/8 x 2 1/ , FUENTE: Weatherford

91 74 TABLA 2.4. CONTINUACIÓN Tipo E Bomba 2 3/8 in. tubing BPD por SPM Desplazamiento A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) 2 x 1 3/ /8 in. tubing 2 1/2 x 1 3/ /2 in. tubing 3 x 2 1/ /2 in. tubing 4 x 2 7/ Tipo ALP 2 3/8 in. tubing 2-13/ / / x /16 x /16 x 1 3/ /8 in. tubing 2 1/ /2-1 1/ /2-1 1/ /2-1 7/ /2-1 1/ /2-1 5/ /2-1 1/4-1 1/ /2-1 7/16 x 1 1/ /2-1 7/16 x 1 7/ /2-1 5/8 x 1 5/ /2 in. tubing 3-1 1/ / / / /4 x 1 1/ /2 x 1 1/ /4 x 1 1/ /4 x 1 3/ Tipo M 2 3/8 in. tubing 2 x 2 3/ x 2 3/8-1 3/ x 2 3/8-1 x x 2 3/8-1 3/16 x 1 3/ /8 in. tubing 2 1/2 x 3-1 1/ /2 x 3-1 5/ FUENTE: Weatherford

92 75 TABLA 2.4. CONTINUACIÓN Tipo M Bomba 2 7/8 in. tubing BPD por SPM Desplazamiento A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) 2 1/2 x 3-1 1/4 x 1 1/ /2 x 3-1 7/16 x 1 7/ /2 in. tubing 3 x 3 3/4-1 3/ x 3 3/4-1 7/ x 3 3/4-1 1/2 x 1 1/ x 3 3/4-1 1/2 x 1 3/ x 3 3/4-1 3/4 x 1 3/ x 3 3/4-1 7/8 x 1 7/ PL I 2 3/8 in. tubing 2 x 1 5/8-1 1/ x 1 5/8-1 1/ x 1 5/8-1 1/ x 1 5/8-1 5/ /8 in. tubing 2 1/2 x 2-1 1/ /2 x 2-1 1/ /2 x 2-1 5/ /2 x 2-1 3/ /2 x /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 5/ /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 1/ /2 x 1 5/8-1 5/ /2 in. tubing 3 x 2 1/2-1 3/ x 2 1/ x 2 1/2-2 1/ x 2 1/2-2 1/ PL II 2 3/8 in. tubing 2 x / x / x /8 in. tubing 2 1/2 x / /2 x / /2 x FUENTE: Weatherford

93 Fabricantes de Bombas tipo Jet Algunos fabricantes de bombas a pistón se dedican también a la elaboración de bombas jet, las geometrías que presentan estos fabricantes son muy similares variando simplemente la forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la sección de trabajo. Petroproducción en sus pozos con el sistema de levantamiento por bombeo hidráulico posee geometrías de bombas jet de las siguientes marcas. KOBE NATIONAL OILMASTER GUIBERSON CLAW PARKER Co OILWELL Las geometrías pertenecientes a Oilwell todavía no son aplicadas en los pozos de bombeo hidráulico, pero actualmente esta compañía esta calificando para prestar sus servicios a Petroproducción. La Tabla 2.5 contiene los tamaños de toberas y gargantas de cada uno de los fabricantes mencionados y la tabla 2.6 muestra las relaciones de áreas para los fabricantes National-Oilmaster y Kobe. Es importante mencionar que los tamaños de toberas y gargantas que presenta Oilwell son similares los de Kobe, y que los presentados por Parker Co son similares a los tamaños de Guiberson con las únicas diferencias descritas a continuación: tobera J para Parker Co es igual a 0,126 y las designaciones de las toberas Guiberson BB, B y C cambian para Parker a BBA, BB y CC respectivamente.

94 TABLA 2.5 ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET KOBE NATIONAL-OILMASTER GUIBERSON CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA 1 0, , , ,0064 DD 0, , ,0018 A 0, ,0024 A 0, , , , ,0081 CC 0, , ,0030 B 0, ,0031 B 0, , , , ,0104 BB 0, , ,0038 C 0, ,0040 C 0, , , , ,0131 A 0, , ,0054 D 0, ,0052 D 0, , , , ,0167 B 0, , ,0074 E 0, ,0067 E 0, , , , ,0212 C 0, , ,0094 F 0, ,0086 F 0, , , , ,0271 D 0, , ,0108 G 0, ,0095 G 0, , , , ,0346 E 0, , ,0122 H 0, ,0136 H 0, , , , ,0441 F 0, , ,0148 I 0, ,0181 I 0, , , , ,0562 G 0, , ,0175 J 0, ,0229 J 0, , , , ,0715 H 0, , ,0239 K 0, ,0307 K 0, , , , ,0910 I 0, , ,0311 L 0, ,0387 L 0, , , , ,1159 J 0, , ,0450 M 0, ,0498 M 0, , , , ,1476 K 0, , ,0658 N 0, ,0642 N 0, , , , ,1879 L 0, , ,0851 O 0, ,0863 O 0, , , , ,2392 M 0, , ,1251 P 0, ,1114 P 0, , , , ,3046 N 0, , ,1552 Q 0, ,1439 Q 0, , , , ,3878 P 0, , ,1950 R 0, ,1858 R 0, , , , , , ,2464 S 0, ,2400 S 0, , , , , , ,3119 T 0, ,3100 T 0, , , ,3850 U 0,4515 U 1, , ,5424 V 0,5426 V 1, , ,6518 W 0, ,1544 FUENTE: Ecuapet Cía. Ltda.

95 78 TABLA 2.6 GEOMETRíAS DE TOBERA Y GARGANTA OILMASTER KOBE TOBERA GARGANTA R R N N-1 0,483X 0,517A- N N 0,380A 0,400A N N+1 0,299B 0,310B N N+2 0,235C 0,240C N N+3 0,184D 0,186D N N+4 0,145E 0,144E FUENTE: Foplleto de Levantamiento Artificial.,Autor: Ing. Vinicio Melo. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Las estrictas progresiones empleadas por Oilmaster y Kobe establecen relaciones de áreas fijas entre las toberas y gargantas. Una tobera dad que se utilice con el mismo número de garganta siempre dará la misma relación de área (0,380 para el sistema Oilmaster y 0,400 para el sistema Kobe). Esta relación se conoce como la relación A. Gargantas sucesivamente mas grandes usadas con una tobera dada dan las relaciones B, C, D y E, como se indica en la tabla 2.6. Para ambos sistemas la dimensión de la bomba esta designada por el número de la tobera y la letra de la relación de áreas. Por ejemplo 11-B, 6-A, etc. Ya que la progresión de dimensiones para toberas y cámaras de mezclado en el sistema Guiberson no es constante sobre el rango total, las combinaciones tobera-garganta no dan relaciones de áreas fijas. Sin embargo, las relaciones que resultan cubren el mismo rango básico de los otros dos sistemas. Las relaciones de área de Guiberson están listas en la tabla del anexo No 3, en este sistema la letra o letras de la tobera y el número de la cámara de mezclado (garganta) designan la dimensión de la bomba; por ejemplo C-5. Las áreas anulares para las bombas Kobe y Oilmaster están enlistadas también en el anexo No 3. Cabe mencionar que las relaciones de áreas de las bombas Kobe son iguales a las de Oilwell.

96 Especificaciones de la Bombas Jet Claw Sertecpet es también proveedor de bombas para Petroproducción por lo cual indicamos las especificaciones de sus principales bombas de trabajo y sus costos en el anexo No. 5, entre las cuales tenemos tres tipos: Bomba Jet Directa La bomba Jet Claw directa, es utilizada en pozos de producción de petróleo de forma continua y en operaciones de pruebas de pozos. Está compuesta por 11 partes fijas cuyas especificaciones se muestra en la tabla 2.7, las partes más importantes son la tobera y la garganta. Como aplicaciones se tiene: Se puede asentar en una camisa, cavidad, mandril de gas lift y coil tubing. Construida en acero de alta calidad térmicamente tratada lo que permite que trabaje en ambientes severos Puede adaptar sensores de presión o muestreadores para análisis PVT Puede ser removida a la superficie hidráulicamente o utilizando slick line TABLA 2.7 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW DIRECTA TUBING OD (pulg) TAMAÑO TOBERA (pulg) TAMAÑO GARGANTAS (pulg) DIÁMETRO DE SELLOS (pulg) PRODUCCIÓN MÁXIMA (bls/día) LONGITUD TOTAL (pulg) DISTANCIA ENTRE SELLOS (pulg) 2 3/8 1 a 20 A a V 1, ,150 21, /8 1 a 20 A a V 2, ,290 22, /2 1 a 20 A a V 2, ,150 22, /2 1 a 20 A a V 3, ,160 FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Bomba Jet Reversa Son recomendables para pozos nuevos o altos contenidos de sólidos ya que las partículas solidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet Claw. Como aplicaciones principales se tiene:

97 80 Se utiliza en pozos nuevos, donde se requiere obtener datos de producción y características de los fluidos en corto tiempo. También es recomendada en pozos arenados, evitando la acumulación de arena sobre el packer. Las especificaciones técnicas se muestran en la tabla 2.8. TABLA 2.8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW REVERSA TUBING OD (pulg) TAMAÑO TOBERA (pulg) TAMAÑO GARGANTAS (pulg) DIÁMETRO DE SELLOS (pulg) PRODUCCIÓN MÁXIMA (bls/día) LONGITUD TOTAL (pulg) DISTANCIA ENTRE SELLOS 2 3/8 1 a 20 A a V 1, ,750 20, /8 1 a 20 A a V 2, ,500 21, /2 1 a 20 A a V 2, ,250 20, /2 1 a 20 A a V 3, ,160 FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara (pulg) Bomba Jet Claw Smart Es una Jet Claw convencional para camisa de 3 ½. Está compuesta de dos secciones: la parte interna conformada por una bomba Jet Claw directa de 2 3/8, acoplada a la válvula de cierre de fondo y asegurada con pines de ruptura. En esta bomba se acoplan directamente las memorias electrónicas en su parte inferior, que sirven para tomar los datos de fondo del pozo. La tabla 2.9 muestra las especificaciones de esta bomba. TABLA 2.9 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW SMART TAMAÑO NOMINAL DE LA CAMISA (pulg) LONGITUD TOTAL (pulg) ANCHO MÁXIMO (pulg) LONGITUD ENTRE SELLOS (pulg) GAUGE CARRIER (pulg) PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA (pulg) 3 1/2 48,975 2,968 22,679 10, FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

98 PARÁMETROS DE ANÁLISIS ENTRE TIPOS DE BOMBAS Y SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOS A continuación presentamos algunos criterios limitantes para tomar en cuenta al momento de escoger una bomba de producción como los que se muestran en la tabla TABLA CONDICIONES QUE LIMITAN A LAS BOMBAS PISTÓN Y JET CONDICIONES LIMITANTES DE # PISTÓN JET OPERACIÓN 1 Baja presión de entrada a la bomba Sí No 2 Mala calidad de fluido motriz Sí Sí 3 Grandes volúmenes Bomba tipo E No Sí 4 Alta relación Gas Petróleo (GOR) No Sí 5 Alta corrosión No Sí 6 Utilización de agua como fluido motriz No Sí 7 Ahorro de potencia (HP) en superficie Sí No 8 Presencia de arena en la formación Sí 9 Presencia de parafina 10 Presencia de escala 11 Pozos profundos Sí Sí 12 Restricción de producción Sí Sí 13 Bajo costo de operación No Sí FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Luis Fernando E. R. NOTA: Regulares condiciones de operación En la tabla 2.11 se muestran algunas comparaciones técnica entre los sistemas de levantamiento mecánico, electrosumergible e hidráulico.

99 82 TABLA 2.11 COMPARACIONES TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO BOMBEO DE BALANCÍN BOMBEO ELECTRO- SUMERGIBLE BOMBEO HIDRÁULICO JET Longitud de tubería <6500 pies <13000 pies <18000 pies Longitud de varillas de succión 6500 pies ninguno ninguno Bomba en el fondo del pozo Varilla centrífuga Ninguno Sellos de cabeza de pozos especiales Sí Sí No Bombas de fondo con partes movibles Sí Sí No Desgaste mecánico de las bombas de fondo Sí Sí No Tiempo de vida de las bombas de fondo +/- año +/- 2 años +/- 3 años solo sello se cambia Tiempo de vida del equipo superficial: Unidad de bombeo de balancín, 10 años 10 años 10 años Generador y Bomba tríplex Frecuencia de reemplazo de la tubería 1 año 4-5 años 8 10 años Número de visitas para servicio y pulling en el pozo. 2 3 por año 1 por año No requiere Línea del fluido motriz a la cabeza del pozo No No Sí Completación casing packer requerida No No Sí Anclaje del tubing requerido Sí No No Tanque de fluido motriz requerido No No Sí Sistema de limpieza del fluido motriz requerido No No Sí Bomba reforzada de fluido motriz requerida No No Sí Método de corrida de bomba de fondo de pozo RIG RIG Hidráulico GOR-SCF/BBL Ventilación de gas < 2000 < 3000 FUENTE: Manual de bombeo hidráulico equipos Oilmaster y Kobe ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

100 83 CAPÍTULO III DESCRIPCIÓN ACTUAL, SITUACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI 3.1. INTRODUCCIÓN El campo Shushufindi fue descubierto en 1969 con el pozo Shushufindi-01, cuya perforación arrancó el 4 de diciembre de 1968 y alcanzó una profundidad de Las pruebas efectuadas a partir del 10 de enero de 1969, arrojaron BPD de 32,5 API y 2496 BPD de 26,6 API de los res ervorios T y U respectivamente. En la recomendación de perforación realizada por los geólogos de Texaco (1968), se establece como principal objetivo a la formación cretácica Hollín, basados en los resultados del pozo Lago Agrio 01 y, solo como objetivos atractivos secundarios, las areniscas U y T. Además sobre la base de un significativo draping de los sedimentos Tiyuyacu del Eoceno sobre la falla oriental de la estructura, deducen un origen pre-eocénico de la misma, considerando que este crecimiento estructural temprano es el factor clave para la acumulación de hidrocarburos en la Cuenca Oriente (presunción que demostró ser cierta). Shushufindi es el verdadero El Dorado tras el cual se lanzaron Pizarro y sus huestes, el mismo que se escondía no en un reino mágico sino en las entrañas de la Amazonía, El Dorado que sería descubierto varios siglos después. Shushufindi está entre los gigantes mundiales y, la perfección de su sistema le ha permitido entregar a Ecuador la mayor riqueza natural, al haber en los primeros meses del año 2002 sobrepasado los millones de barriles. La producción del campo arrancó en agosto de 1972, alcanzando su pico en agosto de 1986 con un promedio diario para ese mes de barriles.

101 84 En este campo se han perforado más de 140 pozos, doce de los cuales han acumulado una producción individual de más de 20 millones de barriles, estando entre ellos el pozo estrella de toda la cuenca Oriente: el Shushufindi-20 que cuenta con una producción acumulada de alrededor de 35 millones de barriles. La productividad de este pozo es tan extraordinaria que el solo tiene mayor producción que la mayoría de campos pequeños y medianos de Petroecuador. Este campo tuvo reservas iniciales probadas de millones de barriles, que representan el 21,5% de todas las reservas de la Cuenca Oriente, restando aún alrededor de 600 millones de barriles por ser producidos. Su producción total equivale al 35% del total producido en el país. Este campo ha entrado ya en su etapa de madurez, y está ya envejeciendo, tras producir como un reloj perfectamente engranado sobre los 100 mil barriles diarios hasta abril del año 1994, cuando inicia un descenso sostenido hasta que la presente se encuentra con una producción de alrededor de BPD. Históricamente este campo no ha dado mayores problemas en su operación, gracias a la nobleza de los reservorios y a la perfección de su sistema hidrodinámico. Sin embargo, en la actualidad plantea un reto mayor, que es el de determinar el régimen óptimo de producción en su etapa de depletación final. La situación actual del campo se resume en la tabla 3.1. y su gráfica en la figura 3.1 TABLA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI Estado actual de pozos Produciendo 86 Cerrados 25 Esperando por abandono 2 Abandonados 10 Inyectores 7 Reinyectores 15 Total 145 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico, 31 de julio del ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

102 85 Produciendo Cerrados Reinyectores Inyectores Esperando por abandono Abandonados FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI- AGUARICO FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico, julio del 2010 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara La producción actual del área Shushufindi es de BPPD (24 de agosto del 2010). y Aguarico POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO QUE En el campo Shushufindi-Aguarico se cuenta con 5 pozos en la Estación Norte y 2 pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa de ubicación en la figura 3.2 a continuación. En el anexo No. 4 se presentan los diagramas actuales de los pozos con sistema de bombeo hidráulico que son objeto de análisis en este proyecto.

103 86 FIGURA 3.2. MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI A B C D E F G H I J K LUG. COR. LUG. COR. LUG. COR. LUG. COR. 1 4 DE SSF. AL RIO AGUARICO AGU- 1 H-8 SSF- 30 C-30 SSF- 69 F-35 SSF- 98D H AGU- 2 F-2 SSF- 31 F-19 SSF- 70 H-14 SSF- 107D J AGU- 3 G-9 SSF- 32 E-20 SSF- 71 I-13 SSF- 108D I ESTACION AGU- 4 I-7 SSF- 33 C-25 SSF- 72 G-23 SSF- 109D I-22 L AGUARICO AGU- 5 I-8 SSF- 34 D-31 SSF- 73 G-27 SSF- 110D H AGU- 6 I-7 SSF- 35 E-37 SSF- 74 F-25 SSF- 111D J-13 A 7 LIMONCOCHA AGU- 7 G-5 SSF- 36 G-18 SSF- 75 G-29 CDZ A OXY. 1 5 AGU- 8 G-4 SSF- 37 B-24 SSF- 76 I-13 SSF- RW1 C AGU- 9 I-10 SSF- 38 H-36 SSF- 77 H-22 SSF- RW2 D AGU- 10 H-9 SSF- 39 G-37 SSF- 78 H SSF- 1 I-21 SSF- 40 D-22 SSF- 79 G w D SSF- 2 H-31 SSF- 41 D-36 SSF- 80 G SSF- 3 H-16 SSF- 42 H-26 SSF- 81 G D SSF- 4 D-28 SSF- 43 J-25 SSF- 82 F-30 SSF- 109D H SSF- 5 H-27 SSF- 44 I-25 SSF- 83 H w-3 SSF- 6 G-30 SSF- 45 G-31 SSF H G D SSF- 7 G-32 SSF- 46 G-17 SSF- 85 G SSF- 8 H-25 SSF- 47 I-32 SSF- 86 H-17 N w-2 19 NORTE 31 SSF- 9 I-24 SSF- 48 I-30 SSF- 87 H SSF- 10 F-24 SSF- 49 I-17 SSF- 88 G-19 w-5 15B D SSF- 11 E-25 SSF- 50 F-38 SSF- 89 H-26 w I SSF D1 SSF- 12B F-26 SSF- 51 J-16 SSF H I SSF- 13 I-26 SSF- 52 J-13 SSF- 91 H-28 w C 65 9 SSF- 14 I-19 SSF- 53 F-15 SSF- 92 H H CENTRAL 89 SSF- 15 H-20 SSF- 54 J-16 SSF- 93 F H 8 44 w w B SSF- 16 F-21 SSF- 55 K-14 SSF- 94 F B SSF- 17 E-27 SSF- 56 H-11 SSF- 95 H w SSF- 18 E-23 SSF- 57 H-13 SSF- 99 J B SSF- 19 H-23 SSF- 58 J-18 SSF- 101 D-36 22B SSF B F-29 SSF- 59 J-12 SSF B I SSF- 21 I-29 SSF- 60 J-10 SSF- 105 B S SSF. SUR SSF- 22 E-30 SSF- 61 H-33 LIM- 1 C SSF- 23 F-31 SSF- 62 H-21 LIM- 2 B SSF- 24 F-36 SSF- 63 H-19 LIM- 3 C SSF- 25 I-33 SSF- 64 I-20 LIM- 4 B-1 36 SUR OESTE 38 S SSF- 26 G-35 SSF- 65 H-24 LIM- 5 C A PALMERAS SSF- 27 E-34 SSF- 66 I-18 LIM- 6 C SSF- 28 F-33 SSF- 67 G-29 LIM- 7 C-3 39 A LIMONCOCHA SSF- 29 E-32 SSF- 68 F-32 LIM- 8 A-3 FUENTE: Departamento de Ingeniería Civil. Distrito amazónico. Petroproducción

104 POZO SSF-46 Este pozo está localizado al noroeste del campo, formando parte de la Estación Norte. Este pozo fue perforado entre el 2 y 22 de febrero de 1974 y se encuentra en funcionamiento desde dicho mes del mismo año. En este año, con la torre de perforación se bajó tubería de 9 5/8 hasta 342 pies y tubería de revestimiento de 5 ½ hasta los pies. Los intervalos que se perforaron fueron los siguientes: Arena U (24 ) 4DPP Arena T (45 ) 4DPP Se bajó completación para flujo natural en la arena U, donde se obtuvo 560 BPPD con 0% de BSW. A continuación se presenta las tabla 3.2 con el historial de workovers, y los resultados de producción obtenidos en cada uno de ellos en la tabla 3.3. TABLA 3.2 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-46 Workover # Fecha Descripción 1 09-X-74 Estimulación de arenas U y T por fracturamiento III-77 Cambio de completación para gas lift 3 29-V-77 Cambio de completación y rectificación de profundidades de los mandriles de gas lift VI-82 Rediseño de gas lift y cambio de completación 5 12-VI.83 Cambio de completación. Estimulación con solventes VI-83 Cambio de completación por pescado de wireline XII-84 Cambio de completación. Diseño de Gas lift II-88 Realizar prueba de inyectividad a la arena U VIII-91 Bajar completación para evaluar con bombeo hidráulico VIII-92 Cambio de completación (Comunicación bajo minicavidad); Evaluación de UT por separado. Completar el pozo XII-92 Bajar bomba eléctrica sumergible III-93 Reparación del equipo eléctrico sumergible.

105 88 TABLA 3.2 CONTINUACIÓN Workover # Fecha Descripción VIII-96 Registro PSGT. Aislar T con CIBP. Evaluación de la arena U. Bajar BES IV-97 Aumentar densidad de disparos en la arena U. Evaluar. Rediseñar BES XI-97 Reparación de bomba eléctrica sumergible III-98 Reparación de bomba eléctrica sumergible VIII-98 Moler CIBP. Cambio de PPS a PPH IV-00 Cambio de completación por cavidad mala I-03 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. TABLA 3.3 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) Antes 01-IX-74 Fuera de servicio 1 Después 13-X-74 U + T PPF III-77 Cambio de completación para gas lift Antes 25-V-77 U + T PPG ,5 70 Después 12-VI-77 U + T PPG ,4 85 Antes 09-IV-82 U + T PPG Después 01-VII-82 U + T PPG Antes 04-V-83 U + T PPG Después Muerto Antes Muerto Después 01-VII-87 U + T PPG Antes Después Antes Después Antes Cerrado completación para inyector Cerrado espera evaluación sin torre Cerrado Cerrado Cerrado (BHA para evaluar sin torre) Después 26-XII-92 T PPS Antes 01-III-93 Fuera de servicio Después 17-III-93 T PPS Antes 14-V-95 T BES OFF Después 06-IX-96 U PPS 357 2,2 60

106 89 TABLA 3.3 CONTINUACIÓN Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) Antes 10-III-97 U PPS 90 1,2 60 Después 19-IV-97 U PPS 239 1,8 60 Antes 16-VIII-97 U BES OFF Después 05-XI-97 U PPS Antes 20-II-98 U BES OFF Después 25-III-98 U PPS Antes 30-V-98 U BES OFF Después 16-X-98 T PPH Antes Cerrado por cavidad mala Después 19-IV-99 T PPH Antes Cerrado por comunicación tubing-casing 19 Después 15-I-03 U PPH FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. En agosto del año 1998 se ejecuta el WO#17 donde se realizó el cambio de sistema de levantamiento artificial de Bombeo Electrosumergible a Bombeo Hidráulico debido a problemas de funcionamiento de las BES. Se baja completación hidráulica definitiva con cavidad Kobe tipo E con dos packers en tubería 2 7/8 mientras se va midiendo, calibrando y probando con psi de presión cada 20 paradas. Luego de las pruebas de presión se desplaza la bomba jet, y se prueba la arena U obteniéndose como resultado: BFPD=96; BSW=100%, Piny=3500 psi, jet 9-A, (recuperación=24 bls en 6 horas) en el transcurso de 6 horas. En la siguiente tabla 3.4, se indica los costos del workover número 17, en razón de que en éste se realiza el cambio de Sistema de Levantamiento Artificial.

107 90 TABLA 3.4 COSTOS DE CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DEL POZO SSF-46 Operación Precio de contado ($) Costo mensual ($) Movimiento de la torre (28,8 km) 2600 Trabajo de la torre (6 días + 10 horas) Supervisión y transporte 4594 Químicos Equipo de subsuelo Supervisión, instalación eléctrica e hidráulica 570 Unidad wire line más spooler 1941 Unidad de bombeo 1132 TOTAL FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.5 TABLA 3.5 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-46 Pb: psi Qs: 400 bl/día Pwh: 80 psi = 2,8 cp Pwf: psi = 0,47 cp API: 26,1 Tubería: GOR: 355 PCS/BF OD: 2,875 pulg Profundidad: pies ID: 2,441 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 5,5 pulg Fw: 0,0321 ID: 4,892 pulg Bomba: JET 9-I FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

108 POZO SSF-49 Se convirtió en un pozo productor desde el año de 1974, su mecanismo de producción fue a flujo natural. En el año de 1978 se instalaron mandriles de gas lift en un trabajo exitoso que aumentó la producción de a BPPD. En el año 1983 se baja la instalación de bomba reda DN-1350 en el WO#4 con una recuperación de BPPD A partir de ese año se realizan varias reparaciones al sistema eléctrico sumergible y cambios de completación por fuga o corrosión. En el WO#12 se cambia el sistema a levantamiento por Gas, pero el pozo falla, por lo que se intenta realizar tratamientos con solventes en la arena U sin éxito, se intenta arrancar el pozo y se circula gas sin éxito, motivo por el cual, se cierra el pozo. A continuación se presenta las tablas 3.6 con el historial de workovers, y los resultados obtenidos en cada uno de ellos en la tabla 3.7 del pozo SSF-49 TABLA 3.6 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-49 Workover # Fecha Descripción 1 19-IV-77 Estimulación de la arena U con fracturamiento y la arena T mediante acidificación 2 29-XII-78 Instalación de mandriles de gas lift 3 10-VII-79 Recuperación del tapón RZR y herramientas dejadas en el pozo VIII-83 Se bajó instalación de bomba REDA (DN-1300) 5 05-I-85 Aislamiento de la entrada de agua con cementación forzada. Chequeo de casing. Repunzonamiento de las arenas U y T, se baja bomba eléctrica sumergible III-86 Reparación de la instalación REDA. Cementación forzada en las arenas Hollín y T. Evaluación de la arena U III-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible 8 06-VI-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible y B UP en la arena U VII-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible. Toma de registro de corrosión del casing X-91 Reparación del equipo eléctrico sumergible

109 92 TABLA 3.6 CONTINUACION Workover # Fecha Descripción III-92 Reparación de la bomba eléctrica sumergible e instalación XI-98 Evaluación de la arena U. Cambio de PPS a PPG XI-98 Cambio de completación por comunicación tubing-casing II-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing X-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing III-04 Redisparar la arena T, evaluación con B UP, diseñar y bajar BES III-07 Cambio de completación para Bombeo Hidráulico V-07 Cambio de completación por pescado (B/JET + herramienta de pesca WL) VIII-07 Cambio de completación por comunicación tubing-casing III-09 Cambio de completación por obstrucción metálica baja cavidad XII-09 Cambio de completación de Bombeo Hidráulico por comunicación bajo cavidad. FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. TABLA 3.7 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-49 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) Antes Después Estimulación de la arena U con fracturamiento y la arena T mediante acidificación. Antes 07-XI-78 UT PPF ,5 30,8 Después 07-I-79 UT PPG ,3 31,6 Antes 02-VI-79 UT PPG Después 23-VII-79 UT PPG ,3 Antes 15-VIII-83 UT PPG Después 28-VIII-83 UT PPS ,5 Antes 08-XII-84 UT PPS ,2 Después 10-XII-85 UT PPS Antes Bes fuera de servicio Después 29-III-89 U PPS Antes 21-III-89 Bes fuera de servicio Después 02-IV-89 U PPS 909 0,3 27 Antes 02-V-89 Bes fuera de servicio Después 17-VI-89 U PPS ,2 27 Antes 03-VII-89 Bes fuera de servicio Después 22-VII-89 U PPS ,2 27

110 93 TABLA 3.7 CONTINUACIÓN Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) Antes 21-IX-91 Bes fuera de servicio Después 18-X-91 PPS ,2 27 Antes 05-III-92 Bes fuera de servicio Después 20-III-92 U PPS ,2 27 Antes 27-IX-98 Bes fuera de servicio Después 01-XI-98 U PPG Packer desasentado Antes 06-XI-98 U PPG ,7 Después 22-XI-98 U PPG ,6 26,7 Antes 11-II-00 U PPG ,7 Después 14-III-00 U PPG ,7 Antes 30-VIII-00 U Cerrado por comunicación tbg-csg Después 25-XI-00 U PPG ,7 Antes 17-XI-01 U Cerrador por bajo aporte Después 25-III-04 U PPG Antes 04-VI-06 T+U Cerrador por comunicación tbg-csg Después 07-IV-07 T+U PPH Antes 20-IV-07 T+U Cerrado por pescado Después 19-V-07 T+U PPH Antes 04-VIII-07 T+U Cerrado por comunicación tbg-csg Después 01-IX-07 U PPH Antes 25-II-09 T+U Cerrado por obstrucción bajo cavidad Después 27-III-09 U PPH , Antes 21-XI-09 U Cambio de completacion de PPH por comunicación bajo cavidad. Después 05-XII-09 U PPH ,7 27 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. Posteriormente, en el WO#17 se cambia a sistema de bombeo hidráulico, siendo éste un trabajo satisfactorio en el que se recuperan 150 BPPD de 27 API, con 74% de BSW, con una bomba tipo jet 9-I a un costo total de $ A continuación se muestra en la tabla 3.8 los costos reales del cambio a levantamiento por bombeo hidráulico en razón del cambio de levantamiento artificial.

111 94 TABLA 3.8 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-49 Costos reales Compañía Servicio Material Gasto Petrotech-01 Movimiento de la torre 60 km 5000 Petrotech Trabajo de la torre Petrotech 3días+8horas Supervisión y transporte 2303 Químicos 2000 Equipo de subsuelo Dygoil Unidad de wire line 1039 Petrotech Servicio de vaccum 670 Sertecpet Evaluación con jet 2628 Total FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. Para mayo del 2007 bajo la producción a 87 BPPD. En el WO#21 se cambia la completación de bombeo hidráulico por comunicación bajo cavidad, se obtiene un trabajo satisfactorio que recupera producción +/- 160 BPPD. Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.9 TABLA 3.9 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-49 Pb: psi Qs: 520 bl/día Pwh: 90 psi = 2,8 cp Pwf: psi = 0,47 cp API: 27 Tubería: GOR: 260 PCS/BF OD: 3,5 pulg Profundidad: pies ID: 2,992 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,774 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 8-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

112 POZO SSF-66 Las operaciones de perforación de este pozo se iniciaron en diciembre de 1985 con broca de 13 ¾ de diámetro, con la cual se perforan hasta pies, luego con broca 9 7/8 de diámetro se perforan hasta los pies. Se reacondiciona el pozo con tubería de 7, 242 tubos N-80 hasta los pies. Con cañón de 4 a 4 DPP se punzona según registro de inducción los siguientes intervalos: Arena T (5 ) Arena U (23 ) (12 ) (10 ) El pozo produce inicialmente con sistema de gas lift, y el primer workover se realiza en el año de 1989 para cambio de completación por fuga en la tubería. A partir del reacondicionamiento realizado en el workover #05 se realiza un cambio de completación de gas lift por comunicación tubing-casing, del cual resulta un trabajo parcialmente satisfactorio y el pozo no recupera potencial porque la arena U queda con daño por emulsión y bloqueo por invasión de fluido de control. En las tablas 3.10 y 3.11 se presenta el historial de workovers y los resultados de los mismos respectivamente. TABLA 3.10 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-66 Workover # Fecha Descripción 1 21-II-89 Cambio de completación por fuga en la tubería. Evaluación de la arena U. Tratamiento anti incrustaciones X-99 Cambio de completación por posible comunicación tubing-casing. Pesca X-99 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. Repunzonamiento y evaluación de la arena U VI-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing X-09 Cambio de completación por comunicación tubing-casing XI-09 Cambio de completación por comunicación tubing-casing (camisa defectuosa). Se baja completación para evaluación sin torre. FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

113 96 TABLA 3.11 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 1 Antes Cerrado Después 23-XI-89 U PPG NR 2 Antes 14-X-99 U PPG Después 30-X-99 U PPG Antes 12-XI-99 U PPG Después 30-X-99 U PPG 552 2, Antes 09-VI-00 Comunicación tubing-casing Después 03-VII-00 U PPG 278 5, Antes 01-X-09 U Com. Tub- Csg Después 19-X-09 PPG ,2 No aporta camisa defectuosa Antes 16-XI-09 U GAS LIFT Después 05-XII-09 U PPH FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. Se cambió de sistema de levantamiento a hidráulico por comunicación tubingcasing en el workover #06, en el 2009 cuyos costos se presentan en la tabla TABLA 3.12 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-66 COSTOS REALES Compañía Servicio Material Gasto Petrotech Movimiento de la torre 85 km Petrotech Trabajo de la torre 2dias+19horas Petrotech Supervisión y transporte 1116,67 Químicos 978 Equipo de subsuelo/superficie Dygoil Unidad de wire line 1403,2 Petrotech Servicio de vaccum (mtu) 2178,9 Total 62292,77 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

114 97 Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.13 TABLA 3.13 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-66 Pb: psi Qs: 450 bl/día Pwh: 64 psi = 2,8 cp Pwf: psi = 0,47 cp API: 26 Tubería: GOR: 152 PCS/BF OD: 3,5 pulg Profundidad: pies ID: 2,992 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,04 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-J FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara POZO SSF-99 Las operaciones de perforación de este pozo se inician en el mes de abril del año Posterior a los registros de cementación realizados, se bajó completación TCP en tubing 3 ½, se correlaciona profundidad, se suelta una barra detonadora y se punzona con cañones de 4 5/8 a 5 DPP los siguientes intervalos: Arena T i (16 ) Arena U (8 ) (12 ) (10 ) De la arena T no se obtuvo producción, mientras que en la arena U se produjo 797 BPPD con un BSW del 19%. La arena U ha producido siempre con el sistema de bombeo hidráulico. En septiembre del 2003 se realiza el Workover #02 para perforar la zona de Basal Tena en el intervalo: BT (20 ) 5 DPP.

115 98 Con una exitosa operación que incrementa en +/- 894 BPPD el cual produce con bombeo electrosumergible. En mayo del 2008 se realiza el Workover #04 por cambio de completación por hueco en tubería, este trabajo resulta no satisfactorio, por lo que luego de la evaluación se cierra el pozo por bajo aporte y alto BSW. En las tablas 3.14 y 3.15 se presentan el historial de workovers y los resultados de los mismos respectivamente. TABLA 3.14 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-99 Workover # Fecha Descripción 1 23-VII-98 Cambio de completación por empacadura FH desasentada 2 01-XII-03 Cambio de completación por empacadura FH desasentada 3 15-III-06 Repunzonamiento de la arena Basal Tena. Evaluación y rediseño de BES V-08 Cambio de completación por hueco en tubería bajo primer packer. FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. TABLA 3.15 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-99 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) Antes 04-VII-98 UT Packer desasentado 1 Después 23-VII-98 U Se espera la instalación de Superficie Antes 02-IX-00 Se cierra el pozo por alto BSW en U Después 08-XII-03 BT PPS 894 0,8 Antes 12-II-06 BES OFF Después 21-III-06 TS PPH ,17 Antes 04-V-08 TS Se cierra pozo por hueco bajo packer Después 16-V-08 U PPH FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

116 99 En Junio del año 2008 se realiza un reacondicionamiento para la estimulación de la arena Basal Tena, lo cual resulta en un trabajo exitoso en el cual el pozo queda produciendo +/- 230 BPPD. Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.16 TABLA 3.16 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-99 Pb: 807 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 74 psi = 2,8 cp Pwf: psi = 0,47 cp API: 26,3 Tubería: GOR: 263 PCS/BF OD: 3,5 pulg Profundidad: pies ID: 2,992 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,404 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara POZO SSF-108D En junio del 2006 se realizan las operaciones de completación y pruebas iniciales del pozo direccional Shushufindi 108 del cual el resultado no es satisfactorio, ya que posterior al Workover el BSW se incrementa del 47% al 91%. Inicialmente produce por el método electro-sumergible de la zona U inferior. Como consecuencia del BSW, la producción baja de 284 a 47 BPPD, un crudo de 31,4 API. De la arena Ui se punzona el intervalo entre: Arena U inf (20 ) En el Workover #01 se realiza una cementación forzada a arena U inferior, se repunzona esta arena a (20 ), se evalúa y se rediseña la BES. Sin embargo el trabajo no es exitoso ya que al evaluar con la unidad MTU se tiene

117 100 tubería colapsada. En las tablas 3.17 y 3.18 se muestran los historiales de workovers y los resultados de los mismos respectivamente. TABLA 3.17 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-108D Workover # Fecha Descripción 1 16-VI-07 Realización de una cementación en la arena Ui. Repunzonan la arena Ui. Evaluación y diseño de BES X-07 Cambio de completación por tubing colapsado. FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara TABLA 3.18 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-108D Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW API 05-V-07 Ui PPH ,4 1 Antes 07-V-07 Prueba tbg con c/bomba. Existe comunicación tub-csg. Después 18-VI-07 Ui PPH ,4 2 Antes Pozo cerrado. Tubing obstruido a 3800' Después 03-XI-07 Ui PPH FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara En octubre del 2007 se hace el cambio de completación por tubing colapsado. La tabla 3.20 muestra los costos de cambio de levantamiento artificial y la tabla 3.21 muestra su situación actual. TABLA 3.20 COSTOS POR CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-108D Costos reales Compañía Servicio Material Gasto Triboilgas-06 Movimiento de la torre 18 km 7581,06 Triboilgas-06 Trabajo de la torre 3 días + 11 horas 22186,32 Geopetsa-03 Movimiento de la torre 16 km 7000 Geopetsa-03 Trabajo de la torre 16 días + 20 horas ,57 Geopetsa-03 Supervisión y transporte 15166,61 Químicos 1960,02 Petroproducción Equipo de subsuelo Dygoil Unidad de wire line 1204,64 Schlumberger Unidad de cable electrico cibp +cañoneo Químicos Total ,9 FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

118 101 TABLA 3.21 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-108D Pb: psi Pwh: 75 psi Pwf: psi API: 25,3 Qs: 450 bl/día = 2,8 cp = 0,47 cp Tubería: GOR: 180 PCS/BF OD: 3,5 pulg Profundidad: pies ID: 2,992 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,648 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara POZO AGU-01 Este pozo se perforó en el año 1969 y su completación se realizó el 06 de abril del año Las perforaciones iniciales fueron en la arena U: (18 ). En las tablas 3.22 y 3.23 se muestran los historiales de workovers y sus resultados. TABLA 3.22 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-01 Workover No Fecha Descripción 1 01-V-78 Re perforación a 2 DPP en la arena U IV-81 Punzonan la arena T y bajada de la instalación para BES VII-81 Se saca bomba REDA y se baja tubería de producción VI-83 Instalación de válvulas de gas VII-84 Se baja completación eléctrica sumergible I-85 Se repara bomba REDA VI-86 Se cambia bomba eléctrica V-91 Se realiza cambio de tubería de producción por rotura VIII-91 Bajar revestidor de 5 ½ hasta 9350, reponzanamiento de la arena U. Evaluación y bajada de completación para gas lift VII-92 Punzonan la arena G2 y evaluación, evaluación de la arena T. Se cambia la completación por rotura de tubería de producción VII-93 Se cambia la completación por hueco en tubería III-94 Cambio de completación y cabezal VI-94 Cambio de tipo de levantamiento de PPG a PPH XI-95 Se cambia completación por cavidad Kobe mala IV-01 Se realizó cambio de BHA por comunicación tubing-casing VI-03 Se realizó cambio de BHA por comunicación tubing-casing FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

119 102 TABLA 3.23 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-01 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 1 2 Antes 18-II-76 U PPF ,8 82 Después No hay registro en archivo Antes 23-III-81 U PPF ,2 70 Después Prueba no registrada por falta de energía eléctrica 3 No hay registro en archivo Antes 02-VI-83 U+T PPF Después 08-VII-83 U+T PPG Antes 02-VII-84 U+T PPG Después 15-VII-84 U+T PPS Antes Muerto Después 18-I-85 U+T PPS Antes 03-VI-86 U+T PPF Después 13-VI-86 U PPS Antes 26-IV-91 U PPS Después 11-VI-91 U PPS Antes 28-VI-91 Bes off 9 Después 05-VIII-91 U PPG Antes 22-II-92 Cerrado por tubería rota 10 Después 13-VII-92 U PPG Antes 12-VII-93 U PPG Después 22-VII-93 U PPG Antes 24-II-94 U PPG Después 12-III-94 U PPG Antes 08-VI-94 U PPG Después 07-VII-94 U PPH Antes 04-XI-94 G-2 PPH Después 07-VII-95 U PHH ,8 80 Antes 28-II-01 Pozo cerrado por comunicación tbg-csg 15 Después 01-IV-01 U PPH Antes 02-VI-03 U PPH Después 24-VI-03 U PPH ,1 109 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.24

120 103 TABLA 3.24 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-01 Pb: psi Pwh: 88 psi Pwf: psi API: 24 Qs: bl/día = 2,8 cp = 0,47 cp Tubería: GOR: 690 PCS/BF OD: 2,875 pulg Profundidad: pies ID: 2,441 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,606 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 11-K FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara POZO AGU-08 Este pozo se perforó en el año de 1972 y su completación se terminó el 20 de septiembre de Los intervalos que se perforaron inicialmente fueron: Napo U (21 ) Napo T (17 ) (13 ) Las tablas 3.25 y 3.26 muestran el historial de workovers y sus resultados. TABLA 3.25 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-08 Workover # Fecha Descripción 1 27-II-79 Aislamiento de agua, se repunzonó y disparó la arena U III-81 Se baja instalación de BES REDA I-83 Se repara bomba REDA 4 24-III-83 Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala VII-83 Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala VII-84 Se aísla corte de agua de la arena U. Se cambia a levantamiento por gas. Se evalúa la arena T III-05 Se redispara y evalúa la arena Basal Tena. Se completa de acuerdo a resultados VII-06 Se recupera tubería de 2 7/ IV-09 Moler CIBP. Punzonar los intervalos de la arena Us. Evaluar las arenas T y Us por separado. FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos, Distrito Oriente, Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

121 104 TABLA 3.26 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-08 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 1 Antes 11-I-79 Muerto Después 8-III-79 U PPF Antes 18-III-81 U PPF Después No hay registro en archivo 3 Antes 11-XII-83 Muerto Después 21-I-83 U PPS Antes Muerto Después 25-III-83 U PPS Antes Muerto Después 01-VIII-83 U PPS Antes Muerto Después Muerto 7 Antes Muerto Después 30-III-05 Completado para evaluar sin torre 8 Antes 30-III-05 Cerrado Después 10-VII-06 Cerrado 9 Antes 4-X-09 Us PPH CTK Después 24-X-09 Us PPH CTK FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.27 TABLA 3.27 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-08 Pb: 350 psi Qs: 600 bl/día Pwh: 96 psi = 1,1825 cp Pwf: 691 psi = 0,47 cp API: 34 Tubería: GOR: 233 PCS/BF OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.112,5 pies ID: 2,441 pulg ppm: Casing: L: 9.112,5 pies OD: 5,5 pulg Fw: 0,711 ID: 4,892 pulg Bomba: JET 8-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

122 ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI- AGUARICO GENERALIDADES La expresión agua de formación es una clasificación de aguas que pueden producirse en las operaciones petrolíferas o gasíferas. Otra clasificación de uso frecuente, como descripción general del tipo de agua es: agua producida (agua de formación) y agua de inyección. Estas expresiones generales "producida" o de "inyección" usualmente son los únicos adjetivos requeridos en discusiones o informes en la mayoría de operaciones de campo. Los puntos de interés específico pueden ser: la fuente de agua, contaminantes arrastrados, ph, volúmenes que deben manejarse y las variaciones de todos los factores que pueden anticiparse durante la operación. Los estudios del agua producida pueden clasificarse en dos categorías: estudios específicos de solución rápida como: incrustaciones, corrosión, problemas causados por bacterias, obstrucción de la formación, etc. Otros estudios requeridos son de detalle para proyectar las operaciones futuras del agua. Con este tipo de estudio puede estimarse el equipo, los procedimientos y los costos que permitan determinar la factibilidad económica de un proyecto MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA TENDENCIA A LA FORMACIÓN DE ESCALA Análisis Cuantitativo de las Aguas de Formación Los análisis del agua de formación usualmente se llevan a cabo en el laboratorio o en el campo a fin de determinar sus características físicas y químicas, muchas de las cuales, pueden cambiar rápidamente después del muestreo, entre ellas se encuentran las siguientes: ph, temperatura, contenido de gas disuelto, sólidos

123 106 suspendidos y población bacterial. Es de gran importancia, entonces, medir las variables en el campo para obtener mayor precisión Significado de constituyentes y propiedades Cationes Ión Sodio Es el mayor constituyente en las aguas de formación, pero no causa problemas, excepto por la precipitación de cloruro sódico en aguas extremadamente saladas. Ión Calcio Es el mayor constituyente en formaciones saladas y puede alcanzar valores de hasta mg/l, aunque su concentración normalmente es más baja. El ión calcio es importante debido a su capacidad de combinación con los iones bicarbonato, carbonato o sulfato y precipita para formar incrustaciones adherentes o sólidos suspendidos. Ión Magnesio Se presenta usualmente en concentraciones inferiores a las de calcio. Tiende a aumentar los problemas de incrustaciones de carbonato de calcio por coprecipitación con el ión calcio. Los iones sulfato que están ligados al magnesio no estén disponibles para formar escalas de sulfato. EI ión magnesio tiene la habilidad de formar un compuesto que permanece en solución. Hierro El contenido natural del mismo en aguas de formación normalmente es muy bajo y su presencia es un indicativo de corrosión. Puede estar presente como ión férrico o ferroso, también se lo puede encontrar en suspensión como un compuesto de hierro precipitado. Los valores de concentración de hierro se usan para monitorear la corrosión en el sistema, y su presencia es considerada como la principal causa de taponamientos.

124 107 Bario Es de gran importancia debido a su habilidad para combinarse con el ión sulfato y así formar sulfato de bario, el cual es extremadamente insoluble. Aun la presencia de pequeñas cantidades puede causar daños severos. Estroncio Puede combinarse con el ion sulfato y transformar sulfato de estroncio insoluble que a menudo se encuentra en incrustaciones mezcladas con el propio sulfato de bario Aniones lón Cloruro Es el mayor constituyente en aguas de formación producida y su ausencia es notoria en aguas dulces. La mayor fuente del ión cloruro es el NaCl, de modo que la concentración del ión cloruro es usada como una medida de la salinidad del agua. El principal problema que presenta el ión cloruro es la relación del grado de corrosión con el incremento de la salinidad en el agua, es decir, mientras más salada es el agua de formación mayor es la corrosión. Así, la determinación de la concentración de cloruro es una de las formas más fáciles para identificar el tipo de agua. Ión Sulfato Su presencia es un problema debido a su habilidad para reaccionar con el calcio, bario o estroncio y formar incrustaciones insolubles. Sirve además como alimento para las bacterias reductoras de sulfato. Ión Bicarbonato Está presente en casi todas las aguas de formación, puede reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones insolubles. La concentración del ion bicarbonato es algunas veces llamada alcalinidad al anaranjado de metilo.

125 108 Ión Carbonato Puede también reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones insolubles. Los iones carbonato rara vez están presentes en aguas producidas porque el ph es usualmente muy bajo (menor a 8,3). La concentración del ión carbonato es a veces llamada alcalinidad a la fenolftaleína Incrustaciones en el Agua de Formación Del gran número de las posibles incrustaciones formadas en el agua, sólo unas pocas son comúnmente encontradas en el agua de los campos petroleros. Carbonato de calcio Es afectado por la presión parcial del dióxido de carbono, puesto que su presencia aumenta la solubilidad del carbonato de calcio. Cuando el dióxido de carbono se disuelve en agua se forma ácido carbónico, que se ioniza de acuerdo a una serie de ecuaciones. Sólo un pequeño porcentaje de iones bicarbonato se disocia para la mayoría de aguas de inyección. La solubilidad del carbonato de calcio se incrementa cuando aumenta la presión parcial del dióxido de carbono. El efecto es menos pronunciado cuando se incrementa la temperatura. La cantidad de dióxido de carbono presente afecta el ph del agua y la solubilidad del carbonato de calcio. Sin embargo, un ph más alto presenta una mayor probabilidad a la precipitación. La solubilidad del carbonato de calcio en un sistema de dos fases se incrementa con el aumento de la presión por diferentes razones como el incremento de la presión total que aumenta la presión parcial del dióxido de carbono e incrementa la solubilidad del carbonato de calcio en el agua.

126 109 Contrario a la mayoría de compuestos el carbonato de calcio se vuelve menos soluble con el incremento de la temperatura. Sulfato de calcio La mayoría de los depósitos de sulfato de calcio son yeso, los cuales se forman en las aguas de formación a temperaturas menores que 176 F (80 C), según Oddo-Tomson. Entre 176 F (80 C) y 250 F (121 C), cualquiera de l es tres tipos de sulfato de calcio pueden formarse (yeso, anhidrita, semi-hidrato). EI ph no presenta casi ningún problema en la solubilidad del sulfato de calcio. EI incremento de la presión aumenta la solubilidad de todas las formas de sulfato de calcio debido a las consideraciones termodinámicas. La caída de presión es una de las principales causas de depositación de las incrustaciones de sulfate de calcio en los sistemas de reinyección. Sulfato de bario Es la incrustación menos soluble (aproximadamente 2.3 mg/l a 77 F (25 C) en agua destilada). La solubilidad del sulfato de bario se incrementa con la temperatura hasta cuando se alcanzan los 212 F, per o muy lentamente, lo que conlleva a que el sulfato de bario sea insoluble aun cuando se tienen altas temperaturas, pero tiene un aumento importante en la solubilidad con la presencia de sales diferentes, tal como el carbonato de calcio, el sulfato de calcio y el cloruro de sodio. Sin embargo, las caídas de presión son la principal causa de los depósitos de incrustación de sulfato de bario en los sistemas de reinyección. EI ph no presenta efecto sobre la solubilidad del sulfato de bario.

127 110 Compuestos de hierro Los iones de hierro pueden estar presentes en el agua de forma natural o por producto de la corrosión. Las aguas de formación normalmente contienen pocos mg/l de hierro natural y valores altos como 100 mg/l son raros de encontrar. Sin embargo, estos valores altos son el resultado de la corrosión. Así, como los compuestos de hierro precipitado son causas comunes de formación de incrustaciones y del taponamiento de pozos de inyección, también son un indicativo de problemas de corrosión serios. La corrosión es normalmente el resultado del dióxido de carbono, del sulfuro de hidrógeno o del oxígeno, disueltos en el agua. La formación o no de incrustaciones dependerá del ph del sistema y la formación de las mismas es más probable con un valor de ph superior a 7. EI sulfuro de hidrógeno formará sulfuro de hierro como un producto de la corrosión, el cual es bastante insoluble y usualmente forma incrustaciones adherentes delgadas. EI oxígeno se combina para formar hidróxido ferroso, hidróxido férrico y óxido férrico que resultan al entrar en contacto con el aire Descripción de los Productos Químicos Utilizados en el Tratamiento Químico del Agua de Formación del Campo Shushufindi. Inhibidor de incrustaciones Los depósitos son acumulaciones de sedimentos o sólidos asentados que se fijan en un punto del sistema donde la velocidad del agua disminuye a un nivel tan bajo que no es capaz de arrastrar al material en la corriente. Para el tratamiento de las incrustaciones se han desarrollado productos basados en fosfonatos y poliacrilatos, los cuales actuarán cambiando la estructura del cristal y dispersará los sólidos. Inhiben la formación de incrustaciones de carbonato de calcio y magnesio principalmente. Se inyecta en forma continua a la entrada del Wash Tank a una concentración media de 10,5 ppm.

128 111 Inhibidor de corrosión Es un inhibidor fílmico que se adhiere a la superficie interna metálica y evita el contacto del agua salina con el metal. Se inyecta a la descarga del Wash Tank en forma continua con una concentración promedia de 3ppm. Ocasionalmente se utiliza químico limpiador de carbonatos y diesel para la limpieza de las bombas. Biocidas Se les denomina así a los productos químicos usados en el control del crecimiento de los microorganismos perjudiciales en los sistemas de tratamiento de aguas de formación, evitando que la colonia bacteriana y otros microorganismos sea uno de los factores que vayan a aportar elementos que aumenten la velocidad de corrosión. Se ha diseñado un químico bactericida para atacar a las Bacterias Sulfato Reductoras, que son las generadoras de corrosión. Para el monitoreo se realiza un cultivo de bacterias con conteo diario. La dosificación del biocida se lo realiza en lotes de 200 ppm. Surfactante Limpia las paredes de sólidos y ayuda a mantenerlos en suspensión. Se lo aplica a la descarga del Wash Tank a una concentración de 3 ppm. Floculante Reúne partículas floculadas en una red, formando puentes de una superficie a otra y enlazando las partículas individuales en aglomerados. Es útil para mejorar la eficacia en el proceso de filtración agrupando, como se dijo anteriormente, las partículas en suspensión y formando flóculos. Las sustancias que se usan en la floculación son compuestos de hierro y aluminio, usualmente sulfatos. Coagulante Un producto funciona como coagulante cuando posee las siguientes propiedades:

129 112 Reacciona como álcali, produciendo compuestos complejos que actúan favorablemente para la formación de flóculos. La superficie de flóculos que se forma debe ser grande, permitiendo la absorción de materiales disueltos como los coloides en suspensión. Producen una solución de iones positivos de gran reducción del potencial zeta. Dentro de los coagulantes más comunes se tiene: Los coagulantes metálicos (alumbre y sales de hierro), son los más empleados en la clarificación del agua. Estos productos actúan como coagulantes y floculantes a la vez. Aun cuando inicialmente en el agua no haya sólidos suspendidos, los coagulantes metálicos forman flóculos que enredan a los coloides desestabilizados. Los polímeros que se dividen en coagulantes y floculantes. Los polímeros coagulantes son moléculas positivamente cargadas de peso molecular relativamente bajo. Aunque muestran cierta tendencia a enlazar, no son tan efectivos como los polímeros floculantes, los cuales tienen pesos moleculares más altos, y proporcionan largos puentes entre los flóculos pequeños, para promover el crecimiento de la partícula. Se adiciona continuamente a la entrada del clarificador y sirve para acumular los sólidos suspendidos totales. A menudo, se lo inyecta diluido en una concentración de 0,3 ppm. Demulsificante Es un producto que se utiliza para separar el aceite presente en el agua, dado que el petróleo o aceite en agua es otro de los mayores contaminantes que causa incremento en la turbidez del agua. Se han tenido valores históricos de 10 a ppm. Se lo inyecta en el tanque de lavado. Al momento no se da tratamiento al agua porque la planta de tratamiento está fuera de servicio.

130 SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL POLÍTICA EMPRESARIAL Proteger la Salud de los trabajadores de la Empresa y proveerles de Seguridad en su trabajo, es parte fundamental de la política de Petroproducción. La Empresa considera que la mayoría de accidentes, lesiones y enfermedades profesionales se pueden prevenir con un adecuado entrenamiento y un desempeño seguro en cada área de trabajo. Petroproducción tiene el compromiso de prevenir accidentes por lo que debe proveer herramientas adecuadas, sitios de trabajo y equipos de seguridad que garanticen un trabajo seguro en nuestras instalaciones, ya que la política de salud y seguridad industrial se basa en los procedimientos preventivos OBJETIVO DEL REGLAMENTO El objetivo del reglamento es dar las herramientas, procedimientos y reglas de seguridad que servirán para que las operaciones se desarrollen con seguridad e impulsando la prevención de los riesgos de trabajo, enmarcados dentro de la política de la empresa de salvaguardar la integridad de sus trabajadores, de la comunidad, el medio ambiente, sus bienes e instalaciones IMPACTO AMBIENTAL El tema ambiental es actualmente uno de los más comentados y difundidos, ya que el peligro que representa a la vida misma es real y se está demostrando día a día. En todo el mundo el peligro de la contaminación es alarmante y amerita una atención especial.

131 114 En el campo petrolero también se le está dando la importancia debida, de tal forma que las actividades hidrocarburíferas afecten cada vez menos al entorno y los problemas existentes se solucionen protegiendo al medio ambiente. El problema de la contaminación ambiental, es provocado por la vida misma, como consecuencia del desarrollo al que ha llegado la humanidad y también debido a la función biológica de la reproducción, los organismos vivientes utilizan materia del medio ambiente, que luego de ser utilizada es devuelta al mismo con otras características, modificada, como desperdicios de las cosas que continúan viviendo y como despojos de las cosas que mueren. Mientras es mayor el avance tecnológico los desechos producidos por el hombre son mucho más complejos y de difícil eliminación o disposición, pudiendo estar por ejemplo los desechos de la actividad hidrocarburífera, nuclear, industrial, etc SEGURIDAD INDUSTRIAL La seguridad industrial es una ínter disciplina técnica de trascendental importancia para el desarrollo armónico y ordenado de una empresa. Por consiguiente, es menester apoyarla a fin de que juegue un papel decisivo en la preservación principalmente de la vida y salud del trabajador, así como de las instalaciones. Uno de los mecanismos empleados para este objeto, es Seguridad e Higiene Industrial que bien comprendida y aceptada, puede ser utilizada en beneficio de la seguridad integral de la empresa. El departamento de Seguridad Industrial, para conseguir los objetivos de prevención de accidentes y de enfermedades profesionales, introdujo en sus actividades la normalización técnica, para lo cual procedió a recopilar información científica y técnica (normas, reglamentos, códigos, instructivos, etc) tanto de organismos nacionales como internacionales, logrando constituir de esta manera una sólida fuente de investigación y consulta, lo cual ha permitido a su personal técnico desarrollar sus actividades en forma acertada y eficaz.

132 BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS DE SEGURIDAD UTILIZADAS Norma S-H 001 Concentraciones máximas permisibles de las sustancias tóxicas en la descarga líquida. Objetivo.- Fijar las concentraciones máximas permisibles de sustancias tóxicas en la descarga líquida de las diferentes instalaciones. Norma S-H 002 Control de Polución en las instalaciones industriales del sistema. Objetivo.- El propósito de esta norma es regular las emisiones de gases, partículas y polvos alrededor y dentro de las plantas industriales. Norma S-H 003 Permisos de Trabajo Objetivo.- Determinar procedimientos para la ejecución de trabajos catalogados como peligrosos se realicen en condiciones óptimas de seguridad a fin de preservar la integridad del personal, de las instalaciones y del medio ambiente. Norma S-H 004 Planes de emergencia Objetivo.- Contemplar detalladamente la cantidad de equipos, materiales e implementos de protección personal que se requieren para afrontar una emergencia y la capacitación y adiestramiento del personal en el uso de cada uno de ellos. El mantenimiento de los equipos de Seguridad y los implementos de protección es fundamental para garantizar su normal funcionamiento. Es responsabilidad de la unidad de seguridad industrial vigilar que se cumpla esta condición. Norma S-H 006 Distancias mínimas de seguridad que deben contemplarse en las instalaciones petroleras.

133 116 Objetivo.- Establecer las distancias mínimas de seguridad que deben contemplarse en las instalaciones hidrocarburíferas. Norma S-H 008 Señales de seguridad Objetivo.- Esta norma establece la forma, tamaños, colores y dimensiones de las señales de seguridad, determinadas a llamar la atención sobre los peligros existentes en las áreas de trabajo. Norma S-H 009 Identificación de los tanques y tuberías Objetivo.- Establecer las identificaciones que deber usarse para tanques y tuberías que contienen y conducen productos en las instalaciones petroleras. Norma S-H 014 Elementos de protección ambiental Objetivo.- Establecer las disposiciones y procedimientos para la entrega y control de la utilización de los elementos de protección personal de planta en general, de acuerdo a los riesgos presentes en el medio laboral correspondiente. Norma S-H 016 Procedimientos de seguridad industrial para efectuar limpieza de tanques. Objetivo.- Prevenir accidentes en la realización de labores de limpieza de tanques que almacenan petróleo o sus derivados. Norma S-H 018 Sistema de agua contra incendios para las instalaciones petroleras. Objetivo.- Estandarizar procedimientos y emitir principios básicos para la instalación, corrección y adecuación de sistemas de agua contra incendios que sirven de protección a las instalaciones petroleras, con el propósito de disminuir el nivel de riesgo.

134 117 Norma S-H 019 Sistemas de espumas contra incendios. Objetivo.- Estandarizar procedimientos y emitir principios básicos para la instalación, corrección y adecuación de sistemas de espuma contra incendios que sirven de protección a las instalaciones petroleras. Norma S-H 020 Sistemas especiales de protección contra incendios. Objetivo.- Establecer los lineamientos necesarios para el diseño de sistemas fijos de extinción a base de hidrocarburos halogenados, dióxido de carbono, polvo químico seco y vapor de agua, a fin de obtener un nivel adecuado de protección para el personal y las instalaciones, de la industria petrolera, frente a los riesgos potenciales de incendio y explosión. Norma S-H 023 Sistemas de drenaje. Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño para los sistemas de drenaje en las instalaciones operativas para prevenir la contaminación y la propagación de incendios que pueden originarse como consecuencia de derrames de líquidos inflamables y combustibles. Norma S-H 024 Revestimiento contra incendios para las estructuras petroleras. Objetivo,- Establecer los requerimientos mínimos para la aplicación en ampliaciones o modificaciones de instalaciones de la industria petrolera, a fin de obtener un nivel razonable de protección frente a potencias de riesgo de incendio. Norma S-H 025 Sistemas de parada de emergencia, bloqueo, despresurización y venteo de equipos. Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño que deberán cumplir con los sistemas de paradas de emergencia bloqueo, despresurización y venteo de equipos, plantas e instalaciones de la industria petrolera, a fin de garantizar un

135 118 nivel razonable de protección para el personal y las instalaciones, frente a los riesgos potenciales de incendios o explosiones que se puedan originar durante situaciones de emergencia. Norma S-H 026 Prevención de ruido industrial Objetivo.- Prevenir daños auditivos a los trabajadores que están sometidos durante la jornada de trabajo a la acción negativa del ruido. Norma S-H 027 Niveles de iluminación para la industria hidrocarburífera. Objetivo.- Establecer los valores mínimos de iluminación en las diferentes áreas operativas, con el fin de garantizar un desempeño visual eficiente, tanto bajo condiciones de iluminación natural como artificial. Establecer los valores mínimos de la iluminación de emergencia para evacuación, seguridad y operación en tales contingentes. La dotación de elementos de protección personal se complementa con el cumplimiento de normas. La dotación de elementos de protección personal puede ser considerada como la solución definitiva y única a las causas de los accidentes y / o enfermedades profesionales. Su utilización forma parte o se complementa con el cumplimiento de las normas de seguridad industrial vigentes en la empresa, en las diferentes actividades que se realiza. Es por esto que seguridad industrial, previo a la entrega de estos elementos, realiza una inspección de los riesgos existentes en una determinada área de trabajo, toma las medidas adecuadas para minimizarlos y luego, analiza las condiciones de trabajo y dispone que partes del cuerpo es necesario proteger, pero esta protección se hace efectiva cuando existe cooperación por parte del trabajador y disposiciones de seguridad de seguridad industrial en la realización misma del trabajo.

136 IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN El principal contaminante líquido que se tiene es el agua de formación que se la vierte previo el paso por piscinas de separación en donde se retiene el aceite y se disminuyen otros componentes por reacciones químicas que se producen en las mencionadas piscinas de separación. El agua de formación es aquella que acompaña al crudo cuando es extraído del subsuelo. El agua puede ser agua que proviene directamente del pozo o agua usada en operación de recuperación. La cantidad y la calidad del agua de formación dependen del método de explotación, la naturaleza de la formación donde se hace la explotación y del tiempo de producción del pozo. El agua de formación generalmente es muy salina también puede contener trazas de aditivos necesarios para el proceso de producción tales como coagulantes, inhibidores de corrosión, dispersantes, demulsificantes, agentes de control de parafina e inhibidores de incrustaciones. El agua de formación por su alta salinidad puede contaminar suelos, aguas superficiales y afectar la vegetación y organismos acuáticos. Las siguientes prácticas pueden usarse para el manejo de las aguas de producción, dependiendo de sus constituyentes, y de las características de las aguas superficiales o subterráneas. La remoción del aceite suspendido del agua de producción constituye un paso importante en el manejo de este desecho, antes de su disposición final, que puede ser inyección a profundidad, dispersión sobre el suelo o descarga a los cuerpos de agua. El tratamiento para remoción de aceite, incluye tanques con skimmer, separadores API convencionales, de las placas paralelas, unidades de flotación por aire inducido o por aire disuelto, filtración en medios granulares, como

137 120 mecanismos convencionales. Últimamente se han usado otras tecnologías para el tratamiento de las aguas de producción, en especial el uso de los hidrociclones y de membranas (Ultra filtración y micro filtración). Debido a que estas dos técnicas están empezando a utilizarse se presenta una breve descripción de ellas. La operación del hidrociclón, se basa en el uso de un modelo de flujo en espiral, para generar fuerzas centrífugas, que separan el aceite y el agua, con base en su diferencia de densidades. El uso de hidrociclones está adquiriendo importancia desde 1984 cuando se desarrolló la primera unidad comercial. La ultra filtración y la micro filtración se realiza a través de un tubo poroso, los poros de tamaño de 0.1 micrones a unos pocos micrones para la micro filtración, en tanto que para la ultra filtración se usan poros mucho más pequeños (0,01). Sin embargo, estas últimas tecnologías están en vías de implementación y experimentación para disminución de costo PLAN DE MANEJO AMBIENTAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI El objetivo del plan de manejo ambiental es establecer las bases necesarias para el control o mitigación de los impactos ambientales que puedan generar los diferentes proyectos, mediante la formulación de procedimientos que ayuden a prevenir o minimizar los daños que puedan ocasionar tanto al medio biofísico como al socio económico Antecedentes Conforme lo dispone el marco legal ambiental, las actividades petroleras que Petroproducción viene desarrollando en diferentes campos de la Región Amazónica, dispone de un Plan de Manejo Ambiental, que permite identificar las responsabilidades institucionales y la organización necesaria para su aplicación.

138 121 Petroproducción dispone también del Estudio Línea Base Ambiental del Campo de Producción Shushufindi entregado en Enero del 2002, el mismo que sirvió de base para la elaboración del Plan de Manejo Ambiental del Campo Shushufindi Objetivo General El objetivo del Plan de Manejo Ambiental es establecer las directrices que corrijan las consecuencias o efectos ambientales provocados por las actividades de sísmica, producción y desarrollo del campo, así como la perforación que puede presentarse a futuro. El Plan de Manejo Ambiental (PMA) es una herramienta que sirve de marco general, para los planes de manejo particulares de cada proyecto, que como producto del estudio de Impacto Ambiental, deben realizarse Alcance El Plan de Manejo Ambiental se realizó para el área de operación petrolera del Campo Shushufindi que incluye las Estaciones Aguarico, Shushufindi Norte, Shushufindi Centro, Shushufindi Sur y Shushufindi Suroeste, y donde se localizaron los 145 pozos (producción, desarrollo, abandonados, cerrados, inyectores y reinyectores), considerando el área de influencia ambiental de la infraestructura petrolera del campo. El Plan de Manejo Ambiental (PMA), cubre tanto las fases de las operaciones hidrocarburíferas que se desarrollan en el campo como Sísmica, Producción y Desarrollo así como la de Perforación que se puede ejecutar a futuro Estructuración del Plan de Manejo El Plan de Manejo Ambiental está conformado por planes y programas, cada uno de los cuales en su totalidad o en parte contribuyen a evitar, rectificar, reducir o

139 122 compensar los impactos provocados por las fases y actividades hidrocarburíferas en el Campo Shushufindi. Los planes y programas del PMA son: Plan de Prevención y Mitigación de Impactos Plan de Contingencias Plan de Capacitación Ambiental Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Industrial Plan de Manejo de Desechos Plan de Relaciones Comunitarias Plan de Rehabilitación de áreas afectadas Plan de Abandono Plan de Prevención y Mitigación de Impactos Ambientales El Plan de Prevención y Mitigación de Impactos está compuesto por medidas administrativas y técnicas que tienen como objetivo mitigar los impactos ambientales negativos, generados por el desarrollo de las actividades del Campo Shushufindi y prevenir los que se pueden producir a futuro. Considera las fases de sísmica, producción y desarrollo así como la perforación que puede presentarse a futuro. Para las actividades que se han desarrollado en el Campo Shushufindi, se han realizado los Estudios de Impacto Ambiental específicos, donde se determinan las afectaciones al medio y las medidas ambientales de prevención, control, mitigación, rehabilitación y compensación ambiental que conforman el Plan de Manejo para la minimización de los impactos.

140 Plan de Contingencias El Plan de contingencias fue diseñado para hacer frente a emergencias relacionadas principalmente con eventuales derrames de petróleo, incendios y/o explosiones de sus instalaciones petroleras. El Plan presenta un plan estratégico, un plan operativo y un plan de implementación. En el Plan Estratégico se establece un sistema organizacional que permitió la ejecución de actividades de respuesta ante las contingencias. Considerando la organización de la respuesta mediante tres niveles de riesgo (bajo, medio, alto y crítico), destacando la formación de las brigadas de ayuda inmediata (BAI) en los organigramas de cada nivel y los procedimientos de activación de contingencias, presentando fichas de funcionalidad del plan estratégico y líneas de autoridad y comunicación. El Plan de Contingencias está diseñado para dar respuestas eficientes a derrames, incendios y/o explosiones, siguiendo la siguiente ruta crítica del proceso operativo: NOTIFICACIÓN > EVALUACIÓN DEL EVENTO > ACTIVACIÓN > OPERACIÓN > CONTROL > FINALIZACIÓN > EVALUACIÓN DE RESPUESTA. El Plan de Implementación tiene como propósito poner en marcha, a corto plazo el Plan de Contingencias en las instalaciones del Campo Shushufindi. Finalmente se incluye en el Plan de Contingencias los 25 puntos de control de derrames del Campo Shushufindi, con su código, localización y coordenadas respectivas.

141 Plan de Capacitación Ambiental Mediante el Plan de Capacitación Ambiental se proporciona a los trabajadores y la comunidad inmersa en las operaciones hidrocarburíferas del Campo Shushufindi la información y el entrenamiento para que puedan realizar sus actividades dentro de los parámetros de Salud, Seguridad y Medio ambiente óptimos, lo cual garantiza las buenas relaciones con la comunidad y el mejor rendimiento de los trabajadores. El Programa de capacitación a la comunidad tiene como objetivos: apoyar a los colonos en el manejo adecuado de los recursos naturales que actualmente explotan, propiciar el conocimiento de técnicas adecuadas que les posibiliten mayores niveles de producción y productividad, en el marco de un desarrollo sustentable y generar procesos de desarrollo social adecuados. Para alcanzar los objetivos señalados se han programado cursos de capacitación y asistencia técnica, que se dictan de manera continua a diferentes grupos de acuerdo al plan anual. El programa de capacitación al personal de trabajadores tiene como objetivo sensibilizar al personal que trabaje en las distintas fases de la actividad hidrocarburífera sobre la necesidad de respeto al medio ambiente y en particular a la población en el área de influencia y mejorar el nivel de gestión de las compañías que operan en el campo, en cuanto a políticas ambientales y la concreción del Plan de Manejo. algunos de los cursos que se imparten son: Normas de Seguridad Industrial Equipos de protección personal y extintores de Fuego Manejo Defensivo Primeros Auxilios Capacitación sobre Manejo de Residuos Plan de Manejo Ambiental

142 Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Ambiental El objetivo del presente plan es establecer las Normas de Salud y Seguridad, que la operadora, contratistas y personal, deben cumplir para asegurar la Salud y Seguridad Industrial y evitar enfermedades, incidentes y accidentes provenientes de las actividades que se realizan en el trabajo. Petroproducción tiene el compromiso de proteger la salud y seguridad de los empleados y trabajadores de la empresa en el ámbito de sus operaciones, compromiso que lo comparte con las empresas contratistas que operan en el área, para las distintas actividades que se realizan en el Campo. Petroproducción debe asegurarse de que las empresas contratistas responsables de las distintas actividades operativas, tengan en su estructura organizacional el departamento de Salud, Seguridad y Medio Ambiente, que será responsable de la comunicación, implantación, control y seguimiento de los reglamentos establecidos, normatividad y leyes existentes. El Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Ambiental tiene dos programas: el Programa de Salud Ocupacional y el Programa de Seguridad Ambiental. El programa de Salud Ocupacional consta de las siguientes fases: Prevención de enfermedades Atenciones de emergencias Tratamiento de enfermedades de trabajo El programa de Seguridad Industrial consta de las siguientes fases: Aplicar la normatividad existente. Identificar los riesgos. Elaborar y aplicar la reglamentación específica.

143 Plan de Manejo de Desechos El objetivo es minimizar la generación de residuos, fomentar el reciclaje y proporcionar procedimientos técnicos y administrativos eficaces y seguros para su tratamiento y disposición temporal o final. El Plan de Manejo de Residuos enfoca el manejo y tratamiento de desechos líquidos, desechos sólidos y emisiones gaseosas. En lo referente a los desechos líquidos domésticos (aguas negras y grises) se dan alternativas para el tratamiento previo a las descargas, que permiten la evacuación del agua libre de contaminación hacia los cuerpos receptores. Las aguas industriales son conducidas a las piscinas API para ser reinyectadas. El Plan de Manejo de Desechos considera que los residuos sólidos deben ser clasificados y manejados de acuerdo al tipo de desechos, mediante procedimientos sencillos pero eficaces, en base a la concienciación del personal para cumplir con las disposiciones expresas de su manejo. En este manejo a mas de los desechos de manejo corriente, se incluye el tratamiento de lodos y lodos de perforación, residuos especiales de la sísmica, manejo de aceites dieléctricos de transformadores y de los subproductos provenientes de la condensación de los gases separados del crudo. Para las emisiones gaseosas se realizan periódicamente el mantenimiento mecánico de las fuentes de combustión y un monitoreo permanente para que los parámetros de los gases de combustión emitidos se hallen dentro de los límites permisibles del RAOHE.

144 Plan de Relaciones Comunitarias En base a la visión generalizada de la composición social, económica y política del Campo Shushufindi, el Plan de Relaciones Comunitarias trata los problemas con las comunidades y se negocian las soluciones con el conocimiento de la realidad técnica, económica y socio-cultural de los actores involucrados. De acuerdo con las entrevistas realizadas a los colonos y campesinos en el Campo Shushufindi, la actividad petrolera ha perjudicado las actividades económicas y condiciones de vida en especial en lo que se refiere a la contaminación del agua de ríos y esteros o riachuelos. El Plan de Manejo de Relaciones Comunitarias tiene tres programas el Programa de Convivencia, el Programa de Compensación Ambiental y el Programa Edu- Comunicacional. El Programa de Convivencia surgió como respuesta ante el reclamo de los propietarios, donde se han realizado actividades petroleras (sísmica, perforación de pozos, construcción de pozos, etc.), en donde las actuaciones de los contratistas de la petrolera, al no respetar las normas socio - ambientales, han incomodado a la comunidad. Se realizan reuniones comunales y convenios de cooperación mutua para obtener permisos de paso, cumplimiento de planes de manejo y reglamentación ambiental. El programa de Compensación Ambiental tiene como objetivo la compensación justa por el uso de propiedades así como por daños y perjuicios, a los dueños de las fincas afectadas con la actividad petrolera en el campo Shushufindi, estableciendo nexos de buena relación con la comunidad. El Programa de Educomunicación Ambiental promueve la participación de toda la población de las zonas de afectación directa en la búsqueda de soluciones a los problemas ambientales que la afectan.

145 Plan de Rehabilitación de Áreas Afectadas El Plan de Rehabilitación de Áreas Afectadas contiene lineamientos aplicables en todas las fases petroleras que se realizan o se realizarán en el Campo Shushufindi, para la rehabilitación de áreas que han sido afectadas de tal forma que se mantenga un ecosistema equilibrado y seguro, ecológicamente sustentable y económicamente sostenible. El objetivo principal es reducir los pasivos ambientales que se encuentran dentro del Campo Shushufindi, como parte de un proceso permanente de Petroproducción, mediante el tratamiento y mejoramiento de suelos contaminados, la revegetación de taludes y la reforestación de áreas desbrozadas y alteradas en sus geoformas. Contiene un conjunto de actividades al cumplimiento de los programas propuestos, estos son: Revegetación y Reforestación, Mantenimiento de la Revegetación, Remediación de suelos contaminados y Mejoramiento del suelo, mediante la contratación de alternativas técnica y económicamente factibles que aseguran el logro de objetivo del Plan Plan de Abandono El Plan de Abandono y entrega del área se ejecuta una vez que se haya finalizado las actividades de desarrollo y producción en las instalaciones del Campo Shushufindi, el plan contiene una serie de medidas técnico - administrativas necesarias para realizar el abandono ambientalmente adecuado, de aquellas instalaciones que por motivos técnicos o económicos, requieren la suspensión de las operaciones petroleras. El objetivo es proporcionar al personal de Petroproducción, lineamientos ambientalmente adecuados y seguros, para la desmovilización y abandono de aquella infraestructura petrolera declarada fuera de operación y/o funcionamiento.

146 129 Las actividades que se realizan durante el abandono de una instalación cumple con el RAOH en los artículos referentes al abandono de las áreas de las plataformas, para lo cual se toma en cuenta: Planificación y Permisos, Protección Ambiental y temas de Salud y Seguridad Industrial para el personal que ejecuta el Plan de Abandono Plan de Monitoreo Ambiental El monitoreo Ambiental vigila el cumplimiento de las acciones del Plan de Manejo basándose en análisis de resultados, el mismo que es realizado por personal técnico capacitado, entrenado y comprometido con la protección del medio ambiente y la comunidad; incluye a miembros de la comunidad, con la finalidad de buscar su participación en el proceso de gestión ambiental de las actividades petroleras desarrolladas en el Campo Shushufindi. El monitoreo involucra los tres componentes ambientales: abiótico, biótico y antrópico, presentes en las distintas fases de la actividad petrolera en el Campo Shushufindi, por lo tanto se realiza los monitoreos de: calidad de agua en efluentes y cuerpos de agua, desechos, suelos contaminados, emisiones en fuentes fijas, ruido, fugas y espesor de líneas de flujo y tanques de almacenamiento, seguridad física, biológico y arqueológico. Los resultados de todos los monitoreos, a excepción de aquellos correspondientes a monitoreos de espesores y de seguridad física de líneas de flujo, son informados a la comunidad, para que exista un espacio de comunicación con los moradores del Campo Shushufindi y para disminuir la incertidumbre sobre los impactos y afectaciones que conlleva el desarrollo de las actividades hidrocarburíferas dentro del Campo. De acuerdo a l Plan de Manejo detallado anteriormente se muestra en la tabla 3.28 un resumen de las acciones realizadas por Petroproducción en los reportes

147 130 diarios de actividades para contingencias en varios lugares del campo en los que se toman en cuenta las respectivas reglamentaciones de manejo. TABLA 3.28 REPORTE DIARIO DE ACTIVIDADES PARA CONTINGENCIAS EN EL PERíODO SECTOR DE LOS DERRAMES FECHA DERRAME BLS. Área tratada m 2 Línea de fluído motriz pozo SSFD Jun bls 200 m² Línea de flujo pozo SSFD- 20-A 12-Feb-06 4 bls. 300 linea de flujo pozo SSFD Jul-06 4 bls. 126 m² linea de flujo del pozo SSFD-54 ACCESO AL (POZO 49) 23-Apr-06 3 bls. 50 m² linea de flujo de 4½ del pozo SSFD-56 6-Jul bls m² linea de flujo del pozo SSFD-82 4-Jan-06 1 bls. 240 m² Pozo Aguarico Nov-06 4 bls. 250 m² piscina de recolección de crudo estación central 18-Apr-06 x cunat m² Línea de flujo de 4½ del pozo SSFD May-06 1 bls Línea de flujo de 4½ del pozo SSFD-23; junto a la Est. Sur 17-Jan-07 2 bls m² Plataforma del pozo SSFD Jan-06 3bls. 200 LINEA DE FLUJO POZO SSFD-84 (FRENTE A PETROCOMERCIAL) 26-Feb-07 4bls. 200m² DERRAME AGUA DE FORMACION Pozo-25 (Plataforma 07) 26-May-07 20bls. 400m² DERRAME CUBETO ESTACION SUR 11-Jun gls 15m² DERRAME LINEA DE FLUJO POZO SSFD-42B 15-Jun-07 3bls. 20m² DERRAME LINEA DE FLUJO POZO SSFD Jun-07 3bls. 16m² DERRAME LINEA DE FLUJO DE TRANSFERENCIA AGUARICO 10 (SOBRE PRESION) DERRAME AGUA DE FORMACION SSFD-25 (PLATAFORMA POZO SSFD-07) 5-Aug-07 2bls. 50m² 4-Sep bls. 1060² LINEA DE TRANSFERENCIA DE6" POZO SSFD-61 5-Sep-07 4bls. 31m² DERRAME LINEA DE FLUJO SSFD-11 (EST. CENTRAL AREA SEPARADORES) 18-Aug-07 5bls. 200m² DERRAME LINEA DE FLUJO 6 5/8" SSFD-54 A (Km ) 27-Aug-07 4bls. 268m² DERRAME LINEA DE FLUJO 6" 5/8 SSFD-54 B (Km ) 1-Sep-07 10gls. 100m² DERRAME EN LA PLATAFORMA DEL POZO SSFD Oct bls 2700 m² Línea de flujo Pozo SSFD-59 Plataforma 22-Dec-05 1bls. 120m² Línea de flujo de 4½ del pozo Aguarico-3 21-Nov-06 4bls. 250m²

148 131 TABLA 3.28 CONTINUACIÓN SECTOR DE LOS DERRAMES FECHA DERRAME BLS. Área tratada m 2 PLATAFORMA DEL POZO SSFD-76 ( cabezal ) 25-Nov-06 15bls. 7300m² DERRAME ESTACION NORTE (TANQUE DE SURGENCIA) 4-Jun-07 1 bls LINEA DE FLUJO DEL POZOSSFD-54 (Quilindaña) 15-Dec bls. 5500m² Línea de oleoducto secundario de 10 3 / 4" entrada al pozo SSFD Dec-04 76bls. 320m² Pantano EST. Sur (95) cont. Antigua. 19-Aug-03 por cuant. 3000m² Línea de flujo pozo SSFD. 15-A. 27-Jul-05 30bls. 4000m² Línea de Transferencia de 10" Shushufindi Suroeste - Sur.(pozo ssfd-26) 12-May m² Línea de flujo pozo SSFD Feb-05 30bls. 1800m² Línea de flujo de 6. 5/8 del pozo Shushufindi ssfd Oct-05 3bls. 300m² Línea de flujo de 6. 5/8 del pozo Shushufindi ssfd-70 1-Nov-05 3bls. 400m² Oleoducto Secundario SSFD-Lago Agrio 30-Dec-05 69bls. 1100m² Línea de flujo Pozo SSFD-56 Plataforma SSFD Mar-06 4bls piscina de recolección de crudo estación central 18-Apr m² DERRAME EN LA LINEA DE FLUJO Aguarico Jan-06 4bls. 2375m² LINEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-54 (Vía de acceso pozo SSFD-53) 24-Nov-06 por cuant. 5200m² LINEA DE FLUJO POZO SSFD-54 (SR. GALINDO AGUILAR ) NO PERMITE REALIZAR LIMPIEZA 11-Mar-07 4 bls. 180m² DERRAME OLEODUCTO SECUNDARIO SSFD-LAGO AGRIO. 11-May-07 5 bls. 200m² LÍNEA DE FLUJO DE 6 5/8" DEL POZO SSFD 54 KM (ACCESO POZ 86) (mas derrame antiguo del 2001) Derrame de agua con crudo de la línea antigua de la piscina de recuperación de la estación central. DERRAME LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-51 (A 100 METROS DE LA PLATAFORMA) DERRAME LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-107 a 400m de est. Aguarico DERRAME EN LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-63 (dentro y fuera de la Estación Norte). DERRAME EN EL SISTEMA DE POWER OIL POZO SSFD-46 (Sector quilindaña) 17-Jun bls. 840 m2 (PPR 180 m2; AT 750 m2) 05 oct bls 50 mt² 17-Oct bls 350 m² 21-Oct-07 4 bls 100m² 21-Dec m² 1-Jan-08 FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 4 bls. (320m³ ppr); (80m³ A T)

149 132 En la tabla 3.29 se muestra los puntos de control de derrames del campo Shushufindi. TABLA 3.29 PUNTOS DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI # DE PUNTO DE CONTROL CÓDIGO LOCALIZACIÓN COORDENADAS 0 PC-0 ESTERO SALADO 9 994,238 N ; 316,607 E 1 PC-1 RÍO ENO 9 988,384 N ; 316,573 E 2 PC-2 RÍO ENO 9 986,753 N ; 316,772 E 3 PC-3 RÍO ENO 9 985,189 N ; 318,523 E 4 PC-4 RÍO 11 JUL ,109 N ; 318,046 E 5 PC-5 RÍO 11 JUL ,234 N ; 317,900 E 6 PC-6 RÍO 11 JUL ,744 N ; 317,117 E 7 PC-7 AFLUENTE RÍO 11 JUL ,585 N ; 317,250 E 8 PC-8 RÍO SSF 9 979,864 N ; 315,379 E 9 PC-9 RÍO SSF 9 980,964 N ; 317,807 E 10 PC-10 RÍO SSF 9 980,261 N ; 320,766 E 11 PC-11 RÍO LA SUR 9 977,743 N ; 318,789 E 12 PC-12 AFLUENTE RÍO LA SUR 9 975,273 N ; 316,891 E 13 PC-13 AFLUENTE RÍO LA SUR 9 974,345 N ; 320,885 E 14 PC-14 RÍO LA SUR 9 977,554 N ; 311,477 E 15 PC-15 RÍO LA SUR 9 974,146 N ; 314,676 E 16 PC-16 AFLUENTE LA SUR 9 973,881 N ; 317,051 E 17 PC-17 RÍO LA SUR 9 974,441 N ; 321,803 E 18 PC-18 AFLUENTE RÍO LA SUR 9 973,261 N ; 317,000 E 19 PC PC-20 AFLUENTE RÍO LA SUR AFLUENTE RÍO LA SUR 9 972,585 N ; 316,668 E 9 970,172 N ; 316,734 E 21 PC-21 AFLUENTE RÍO LA SUR 9 970,874 N ; 318,871 E 22 PC-22 RÍO ITAYA 9 968,827 N ; 315,393 E 23 PC-23 RÍO ITAYA 9 968,695 N ; 316,149 E 24 PC-24 RÍO ITAYA 9 968,218 N ; 317,875 E FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

150 133 En la tabla 3.30 se muestran las capacitaciones al personal de campo en el año 2007 TABLA 3.30 CAPACITACIONES DEL PERSONAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI FECHA TEMA INSTRUCTOR No. PERSONAS LUGAR No. HORAS 12-SEPT COMO UTILIZAR EPP ING. CARLA GUERRA SEPT BIODIVERSIDAD ING. RUBEN YAULEMA 23 AUDITORIO DEL CAMPO 30 MINUTOS 10-SEPT BIODIVERSIDAD ING. RUBEN YAULEMA 13 AUDITORIO DEL CAMPO 30 MINUTOS 16-AGO PLAN DE EMERGENCIA Y CONFORMACION DE BRIGADA PARA CONTROL DE INCENDIOS ING. CARLA GUERRA AGO MANEJO DE DESECHOS EN EL CAMPO ING. CARLA GUERRA 51 AUDITORIO DEL CAMPO 1 ING. CARLA 20-JUL INDUCCION AL CAMPO SSFD GUERRA / HITLER 24 AUDITORIO DEL CAMPO 1,5 UBILLUZ 06-SEPT CONTAMINACION DE AGUA DE FORMACIÓN ING. CARLA GUERRA 11 EST. CENTRAL OFICINAS 30 MINUTOS 10-JUN SIMULACRO DE DERRAME EN PUNTO DE CONTROL # 16 ING. CARLA GUERRA 28 PUNTO DE CONTROL # ABR CUIDADOS EN EL MEDIO AMBIENTE / CONTROL DE INCENDIOS ING. CARLA GUERRA 60 CAMPO DE ENTRENAMIENTO 4 03-ABR LINEAMIENTOS DE TRABAJO Y HORARIO, NORMAS DE CONDUCTA. ING. CARLA GUERRA 18 HANGAR AUTOBOMBA 1 16-ABR USO DE EQUIPOS DE PROTECCION PERSONAL ING. CARLA GUERRA 16 HANGAR AUTOBOMBA 30 MINUTOS 29-ABR USO DE GUANTES Y CUIDADO DE MANOS ING. CARLA GUERRA 17 HANGAR AUTOBOMBA 45 MINUTOS FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

151 134 En la tabla 3.31 se muestra el control de desechos realizado en el campo Shushufindi en octubre del 2007 TABLA 3.31 CONTROL DE DESECHOS CAMPO SHUSHUFINDI (2007) CÓDIGO CLASE DE DESECHO CONTROL DE DESECHOS CANTIDAD EN KG FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara DISPOSICIÓN FINAL B 0046 ORGÁNICOS ABONOS B 3010 PLÁSTICOS RECICLABLES 42 PARA LABORATORIOS B 3010 PLÁSTICOS NO RECICLABLES 119 INCINERACIÓN B 2020 VIDRIO 95 ALMACENAJE A 1010 METALES NO RECICLABLES 2 A 1010 METALES RECICLABLES 20 REHUSO A 3021 FILTROS DE ACEITE 75 A 4020 CLÍNICOS Y AFINES 6 INCINERACIÓN S/N MADERA INCINERACIÓN B 3020 PAPEL/CARTÓN 61 INCINERACIÓN B 3030 TRAPOS CON HIDROCARBURO 151 INCINERACIÓN S/N SUELO CON HIDROCARBURO * PEPDA S/N MATERIAL VEGETAL CONTAMINADO INCINERACIÓN T O T A L DE OCTUBRE/2007 Los resultados anteriores entre otros reflejan las aplicaciones del plan de manejo ambiental para los períodos establecidos en cada uno de su estructura. Actualmente Petroproducción se encuentra cumpliendo con las normativas ambientales de contingencias, control de desechos, rehabilitación de áreas afectadas, capacitación ambiental etc., para de este modo minimizar los daños que se puedan ocasionar al medio ambiente o a las comunidades que se encuentran dentro del campo.

152 135 CAPÍTULO IV ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCION DEL LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO DEL CAMPO SHUSHUFINDI La presente propuesta busca incrementar la producción de los pozos con bombeo hidráulico, manteniendo el mismo sistema de bombeo hidráulico tipo Jet, optimizando y aprovechando las facilidades con las que ya se cuenta MÉTODO PARA OPTIMIZAR LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA JET A continuación se presenta la secuencia de cálculo del método propuesto por Smart para determinar la geometría óptima de una bomba jet. 1. Considerar la presión de operación superficial deseada, PT (psi). 2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1. Este es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por fricción inicial Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad API. G,,, (4.1) 4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, basado en los gradientes de petróleo y agua. G F G F G (4.2) Donde: F 1 F

153 Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua. B 1 2,8, F F (4.3) 6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M. Q (4.4) G Gradiente de luido motriz que pasa a través de la tobera. 7. Utilizando la ecuación: P, µ,,, G Q (4.5) Donde: C D D D D D D D, Flujo anular Flujo Tubería de Producción.. 0 Calcular las pérdidas de presión por fricción en la tubería por la que fluye el fluido motriz, ya sea a través de una sección anular o circular, y considerar que: P pérdida de presión por fricción del luido motriz. P pérdida de presión por fricción del luido de retorno. 8. Calcular la presión del fluido motriz en la tobera PN, como la suma de la presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería. P P G D P (4.6)

154 Calcular la tasa del fluido de retorno, como la suma de la tasa de producción y la tasa del fluido motriz. Q Q Q (4.7) 10. Calcular el gradiente del fluido de retorno, como un promedio ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido. G (4.8) 11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno, dependiendo si el fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones: Si el fluido motriz es petróleo: F (4.9 a) Si el fluido motriz es agua: F (4.9 b) 12. Determinar la relación gas líquido del fluido de retorno GLR. GLR (4.10) 13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno, como un promedio ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo. µ F µ 1 F µ (4.11) 14. Determinar la presión de descarga de la bomba, como la suma de la presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si la GLR es menor que 10 pie3/bl, determinar con la ecuación (4.5). P P G D P (4.12) Si la GLR es mayor o igual que 10 se debe utilizar una correlación adecuada para flujo multifásico.

155 Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H, mediante la ecuación (4.13). H (4.13) 16. Basado en este valor de H y la Figura 4.1 o la tabla 4.1, se determina la relación de áreas óptima, R. FIGURA 4.1 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON 2,8 2,4 R = ,6 H 1,2 R = 0.5 0,8 R = 0.4 R = 0.3 0,4 R = 0.25 R = 0.2 R = ,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 M FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing. Melo V

156 139 TABLA 4.1 RELACIONES DE ÁREAS ÓPTIMAS Relación de Áreas, R Rango de Relación de Presiones, H 0,60 2,930 1,300 0,50 1,300 0,839 0,40 0,839 0,538 0,30 0,538 0,380 0,25 0,380 0,286 0,20 0,286 0,160 0,15 0,160 FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing. Melo V Utilizando la Curva de Comportamiento de Diseño de la Figura 4.1, se encuentra un nuevo valor para M correspondiente al valor de H del paso 15 También se puede utilizar la siguiente ecuación para calcular M, usando el valor de R obtenido en el paso anterior. M (4.14) Donde: C 2R (4.15) C (4.16) C 1 K R (4.17) C 1 K (4.18) K 0,20 K 0,03 Si en el paso No. 20 se determina la existencia de cavitación, se recomienda usar las Curvas de Comportamiento de la figura 4.2, para encontrar un nuevo valor de M en lugar de la figura 4.1. Usar el valor de R determinado en el paso 16. En vez de usar la figura 4.1 se puede utilizar la ecuación (4.14) anterior.

157 Comparar el nuevo valor de M con el anterior, si la variación de M es menor del 1%, se considera que se ha obtenido la convergencia y se continúa en el paso 19. Caso contrario regresar al paso 6 usando el nuevo valor de M. 19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación,. M, (4.19) 20. Si M <, no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24. Si M >, entonces se tendrán problemas de cavitación, por lo que se requiere un ajuste y continuar en el paso siguiente. 21. Fijar M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionada para calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la figura 4.2 también se puede usar para encontrar el valor de H correspondiente a. El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación. 22. Se calcula la presión de operación superficial requerida para evitar la cavitación: P P G D P (4.20) 23. Repetir los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso Determinar el área de la tobera requerida para manejar la tasa de fluido motriz calculada en el paso 6. A (4.21) La relación de áreas encontrada en el paso 16 junto con el área de la tobera del paso 24 definen la geometría óptima de la bomba tipo jet, para la presión de operación superficial dada. Esta área de la tobera es la medida

158 141 ideal requerida para que la tasa calculada del fluido motriz pase a través de ella. Generalmente el diámetro exacto de la tobera no es el comercial y no se encuentra disponible, por lo que se selecciona el diámetro disponible más cercano, así como la cámara de mezclado que combina con esta tobera comercialmente disponible, para obtener la relación de áreas óptima.

159 ANÁLISIS DEL POZO SSF-46 DATOS: Pb: psi Qs: 400 bl/día Pwh: 80 psi = 2,8 cp Pwf: psi = 0,47 cp API: 26,1 Tubería: GOR: 355 PCS/BF OD: 2,875 pulg Profundidad: pies ID: 2,441 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 5,5 pulg Fw: 0,0321 ID: 4,892 pulg Bomba: JET 9-I El valor de PT para este caso no se lo asume; se toma el valor del Forecast de psi. Se toma el valor de M = 1 δ 2,71828 ^ δ 2,71828 ^ δ 1,0032 G δ 2, , ,48/1000 G 1,0032 2, , ,48/1000 G 0,4349 G G 0, ,5 131,5 API 0, ,5 131, G 0,3887 psi/pie

160 143 G F G F G G 0,0321 0, ,0321 0,3887 G 0,3902 psi/pie B 1 2,8 GOR, F P F B 1 2, , 1 0,0321 0,0321 B 1,2885 Q G G Q 0, ,2885 0, Q 517,53 í P 2,02 10 L D D µ, C G, G Q, C D D D D D D D, C 2, , ,441 2,441 0, C 86,664

161 144 P 2, , ,8, 86,664 0,3887, 0, ,35, P 10,901 psi P P G D P P , ,901 P 7.093,974 psi Q Q Q Q 517, Q 917,35 bl día G G 0, , ,35 917,35 G 0,3894 psi día F F 400 0, ,35 F 0,0139 GLR Q F GOR Q GLR , ,35 GLR 149,8248 pie bl

162 145 µ F µ 1 F µ µ 0,0139 0,47 1 0,0139 2,8 µ 2,7674 cp P 2,02 10 L D D µ, C G, G Q, C D D D D D D D, C 4,892 2,875 4,892 2,875 4,892 4,892 2,875, C 540,8818 P 2, ,875 2,8, 540,8818 0,3894, 0, ,35, P 6,202 psi P P G D P P 80 0, ,202 P 3.646,9817 psi H P P P P H 3.646, , ,9817 H 0,3919

163 146 De la gráfica 4.1 para el valor calculado H, R= 0,3 C 2R C C 0,6 C C 1 2R R 1 R 1 2 0,3 0,3 1 0,3 C 0,0735 C 1 K R K 0,20 K 0,03 C 1 0,20 0,3 C 0,108 C 1 K C 1 0,03 C 1,03 M M,,,,,,,,,,,,,, M 0,8260

164 147 %ERROR = *100 %ERROR =, *100 %ERROR = 17,398 Segunda iteración PT= psi. M = 0,8260 G 0,3887 psi pie G 0,3902 psi pie B 1,2885 Q 0, ,2885 0,3887 0,826 Q 626,3318 bl día C 86,664 P 2, , ,8, 86,664 0,3887, 0, ,3318, P 15,349 psi P , ,349 P 7.089,5262 psi

165 148 Q 626, Q 1.026,3318 bl día G 0, , , ,3318 G 0,3893 psi día F 400 0, ,3318 F 0,0125 GLR , ,3318 GLR 133,9155 pie bl µ F µ 1 F µ µ 0,0125 0,47 1 0,0125 2,8 µ 2,7708 C 540,881 P 2, ,875 2,8, 540,881 0,3893, 0, ,3318, P 7,5832 psi

166 149 P 80 0, ,5832 P 3.647,7358 psi H 3.647, , ,7358 H 0,3927 De la gráfica 4.1 para el valor calculado H, R= 0,3 C 0,6 C 0,0735 C 0,108 C 1,03 M,,,,,,,,,,,,,, M 0,8244 %ERROR = *100 %ERROR =,, *100, %ERROR = 0,1894 Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos.

167 150 1 R P M R 1,3 P P M 1 0,3 0,3 M 1,4163 M M 0,8244 < 1, , , Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A A Q 832 P P G 626, , ,3887 A 0,00685 pulg A A R A 0, ,3, Potencia requerida de la bomba de superficie. HP 1,7 10 P Q 0,9

168 151 HP 1, psi 626,3318 í 0,9 Potencia de la bomba HP 1,7 10 P Q P P P P psi 2296 psi P 1351,7348 psi HP 1, ,7348 psi 1026,3318 í, La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-46 para producir una tasa de petróleo de 400 bl/día con una presión de operación superficial de psi, debe tener un área de tobera de 0,00685 pulg, e inyectar una tasa de fluido motriz de 626,3318 bl/día con una bomba de superficie de 42 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 10/3. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser 10/3 más grande que el área de la tobera, o sea 0,02259pulg. Comercialmente no existe una tobera con el área mencionada, por lo que en la tabla 4.2 se presenta una alternativa de la geometría más adecuada para la producción deseada en el pozo SSF-46 de acuerdo a los cálculos realizados por cada fabricante.

169 TABLA 4.2 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-46 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R A B CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R D F E G F G G H FABRICANTE BOMBA KOBE 6-B OILMASTER 6-B GUIBERSON B-4 CLAW 5-F OILWELL 5-F ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara

170 ANÁLISIS DEL POZO SSF-49 DATOS: Pb: psi Qs: 520 bl/día Pwh: 90 psi = 2,8 cp Pwf: psi = 0,47 cp API: 27 Tubería: GOR: 260 PCS/BF OD: 3,5 pulg Profundidad: pies ID: 2,992 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,774 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 8-A La tabla 4.3 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-49 TABLA 4.3 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración ,4186 0, ,3865 0,3865 0,3865 0,4387 0,4387 0,4387 1,0805 1,0805 1, , , ,1555 í 239, , ,777 5, ,975 24, , , , , , ,1555 í 0,41 0,3998 0,4005 í 0,3476 0,1969 0, , , ,7488 1,9899 2,3411 2,3166

171 154 TABLA 4.3 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración 2.218, , ,2327 2,3130 6,4878 5, , , ,8698 0,7142 0,6741 0,6764 0,4 0,4 0,4 0,8 0,8 0,8 0,0889 0,0889 0,0889 0,192 0,192 0,192 1,03 1,03 1,03 0,4186 0, ,4473 % 58,1317 7,2812 0,3822 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M 1 0,4 0,4 M 0,6679 M M 0,4473 < 0, , , Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A 1.420, , ,3865,

172 155 A 0,0143 0,4 A 0,0357pulg HP 1,7 10 P Q 0,9 HP 1, psi 1420,1555 í 0,9, HP 1,7 10 P Q P psi ,8698 psi HP 1, ,8698 psi 1940,1555 í, La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-49 para producir una tasa de petróleo de 520 bl/día con una presión de operación superficial de 3600 psi, debe tener un área de tobera de 0,01431pulg, e inyectar una tasa de fluido motriz de 1420,1551 bl/día con una bomba de superficie de 96,6 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0, pulg. En la tabla 4.4 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo SSF-49 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante.

173 TABLA 4.4 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-49 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R=0.4 R=0.4 No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R= C D CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R=0.4 No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R= F G G H G H H I FABRICANTE BOMBA KOBE 8-A OILMASTER 9-A GUIBERSON D-6 CLAW 9-H OILWELL 9-I ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara

174 ANÁLISIS DEL POZO SSF-66 DATOS: Pb: psi Qs: 450 bl/día Pwh: 64 psi = 2,8 cp Pwf: psi = 0,47 cp API: 26 Tubería: GOR: 152 PCS/BF OD: 3,5 pulg Profundidad: pies ID: 2,992 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,04 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-J La tabla 4.5 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-66 TABLA 4.5 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración ,4621 0,3890 0,3890 0,3913 0,3913 1,2210 1,2210 í 552, , , ,777 4, , , ,8968 í 1002, ,2438 í 0,39 0,3896 0,0179 0, , ,887 2,7582 2,7745

175 158 TABLA 4.5 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración 2.218, ,2327 1,8277 4, , ,1308 0,6574 0,6594 0,4 0,4 0,8 0,8 0,0889 0,0889 0,192 0,192 1,03 1,03 0,4621 0,4604 % 53,7933 0,3404 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M 1 0,4 0,4 M 0,5978 M M 0,4604 < 0, , , Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A 1.196, , ,3890,

176 159 A 0, ,4 A 0,02949pulg HP 1,7 10 P Q 0,9 HP 1, psi 1196,2438 í 0,9, HP 1,7 10 P Q P P P P 3565,1308 psi ,1308 psi HP 1, ,1308 psi 1646,2438 í, La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-66 para producir una tasa de petróleo de 450 bl/día con una presión de operación superficial de 3650 psi, debe tener un área de tobera de 0, pulg, e inyectar una tasa de fluido motriz de 1196,2438 bl/día con una bomba de superficie de 82,47 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,02949 pulg. En la tabla 4.6 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo SSF-66 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante.

177 TABLA 4.6 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-66 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R B C CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R F F G G F G G H FABRICANTE BOMBA KOBE 9-A OILMASTER 7-A GUIBERSON C-4 CLAW 8-G OILWELL 8-H ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara

178 ANÁLISIS DEL POZO SSF-99 DATOS: Pb: 807 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 74 psi = 2,8 cp Pwf: psi = 0,47 cp API: 26,3 Tubería: GOR: 263 PCS/BF OD: 3,5 pulg Profundidad: pies ID: 2,992 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,404 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A La tabla 4.7 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-99 TABLA 4.7 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración ,4495 0,4586 0,3882 0,3882 0,3882 0,4099 0,4099 0,4099 1,2997 1,2997 1,2997 í 548, , , , , ,777 4, , , , , ,5176 í 948, , ,9928 í 0,3974 0,3936 0,3937 0,1703 0,0997 0, , , ,2608

179 162 TABLA 4.7 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración 2,4032 2,5677 2, , , ,2327 1,5155 3,9775 3, , , ,4741 0,6735 0,6618 0,6620 0,4 0,4 0,4 0,8 0,8 0,8 0,0889 0,0889 0,0889 0,192 0,192 0,192 1,03 1,03 1,03 0,4495 0,4586 0,4584 % 55,0452 2,0169 0,025 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M 1 0,4 0,4 M 0,5796 M M 0,4584 < 0, , , Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A 1.196, , ,3883,

180 163 A 0,0120 0,4 A 0,03009pulg HP 1,7 10 P Q 0,9 HP 1, psi 1196,9928 í 0,9, HP 1,7 10 P Q P P P P 3357,4741 psi ,4741 psi HP 1, ,4741 psi 1596,9928 í, La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-99 para producir una tasa de petróleo de 400 bl/día con una presión de operación superficial de 3550 psi, debe tener un área de tobera de 0, pulg, e inyectar una tasa de fluido motriz de 1196,9928 bl/día con una bomba de superficie de 86,26 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,03009 pulg. En la tabla 4.8 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo SSF-99 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante.

181 TABLA 4.8 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-99 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R=0.4 R=0.4 No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R= B C CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R=0.4 No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R= F F G G F G G H FABRICANTE BOMBA KOBE 8-A OILMASTER 8-A GUIBERSON C-4 CLAW 8-G OILWELL 8-H ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara

182 ANÁLISIS DEL POZO SSF-108D DATOS: Pb: psi Qs: 450 bl/día Pwh: 75 psi = 2,8 cp Pwf: psi = 0,47 cp API: 25,3 Tubería: GOR: 180 PCS/BF OD: 3,5 pulg Profundidad: pies ID: 2,992 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,648 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A La tabla 4.9 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-108D TABLA 4.9 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración ,3749 0,3974 0,3907 0,3907 0,3907 0,4257 0,4257 0,4257 1,0981 1,0981 1,0981 í 538, , , , , ,777 4, ,055 24, , , ,6292 í 988, , ,7085 í 0,4067 0,3991 0,3995 0,2950 0,1546 0, , , ,7986

183 166 TABLA 4.9 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración 2,1126 2,4397 2, , , ,1264 0,1998 0,6452 0, , , ,7522 0,7744 0,7431 0,7443 0,4 0,4 0,4 0,8 0,8 0,8 0,0889 0,0889 0,0889 0,192 0,192 0,192 1,03 1,03 1,03 0,3749 0,3974 0,3966 % 62,507 6,0025 0,2124 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M 1 0,4 0,4 M 0,6064 M M 0,3966 < 0,6064 A , , Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación , , ,3907,

184 167 A 0,0135 0,4 A 0,0337 pulg HP 1,7 10 P Q 0,9 HP 1, psi 1354,7085 í 0,9, HP 1,7 10 P Q P P P P 3702,7522 psi ,7522 psi HP 1, ,7522 psi 1804,7085 í, La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-108D para producir una tasa de petróleo de 450 bl/día con una presión de operación superficial de 3550 psi, debe tener un área de tobera de 0,01351 pulg, e inyectar una tasa de fluido motriz de 1354,7085 bl/día con una bomba de superficie de 89,56 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,0337 pulg. En la tabla 4.10 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo SSF-108D de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante.

185 TABLA 4.10 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-108D KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R C D CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R F F G G G G H H FABRICANTE BOMBA KOBE 8-A OILMASTER 9-A GUIBERSON D-6 CLAW 9-H OILWELL 8-H ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara

186 ANÁLISIS DEL POZO AGU-01 DATOS: Pb: psi Pwh: 88 psi Pwf: psi API: 24 Qs: bl/día = 2,8 cp = 0,47 cp Tubería: GOR: 690 PCS/BF OD: 2,875 pulg Profundidad: pies ID: 2,441 pulg ppm: Casing: L: pies OD: 7 pulg Fw: 0,606 ID: 6,276 pulg Bomba: JET 11-K La tabla 4.11 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo AGU-01 TABLA 4.11 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Segunda Tercera Cuarta Iteración Iteración Iteración Iteración Quinta Iteración ,5018 0, ,4289 0,3940 0,3940 0,3940 0,3940 0,3940 0,4312 0,4312 0,4312 0,4312 0,4312 1,4451 1,4451 1,4451 1,4451 1,4451 í 538, , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,2484 í 3.975, , , , ,4419 í 0,4084 0,4029 0,4023 0,4021 0,4019 0, ,1616 0,1312 0, ,308 65, , , ,0073

187 170 TABLA 4.11 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración Cuarta Iteración Quinta Iteración 2,2531 2,4599 2,4849 2,4943 2, , , , , , ,811 32, , , , , , , , , , ,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889 0,192 0,192 0,192 0,192 0,192 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 0,5018 0,4542 0,4370 0,4289 0,4248 % 62,507 6,0025 3,8012 1,83 0,9598 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M 1 0,4 0,4 M 0,6639 M M 0,4248 < 0, , , Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A 5.677, , ,3940,

188 171 A 0, ,4 A 0,14248 pulg HP 1,7 10 P Q 0,9 HP 1, psi 5677,4919 í 0,9, HP 1,7 10 P Q P P P P 3858,6552psi ,6552psi HP 1, ,6552psi 7217,4419 í, La bomba tipo jet que requiere el pozo AGU-01 para producir una tasa de petróleo de 1540 bl/día con una presión de operación superficial de 4400 psi, debe tener un área de tobera de 0,05699 pulg, e inyectar una tasa de fluido motriz de 5677,4419 bl/día con una bomba de superficie de 471,86 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,1424 pulg. En la tabla 4.12 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo AGU-01 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante.

189 TABLA 4.12 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-01 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R G H CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R N M O N O M P N FABRICANTE BOMBA KOBE 14-A OILMASTER 14-A GUIBERSON H-13 CLAW 14-P OILWELL 14-N ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara

190 ANÁLISIS DEL POZO AGU-08 DATOS: Pb: 350 psi Qs: 600 bl/día Pwh: 96 psi = 1,1825 cp Pwf: 691 psi = 0,47 cp API: 34 Tubería: GOR: 233 PCS/BF OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.112,5 pies ID: 2,441 pulg ppm: Casing: L: 9.112,5 pies OD: 5,5 pulg Fw: 0,711 ID: 4,892 pulg Bomba: JET 8-A La tabla 4.13 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo AGU-08 TABLA 4.13 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración ,2984 0,3702 0,3702 0,4268 0,4268 1,2195 1, , ,9367 í 86,664 86,664 20, , , , , , í 0,3937 0,3801 í 0,2954 0, , ,7896

191 174 TABLA 4.13 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración 0,9719 1, , , , , , ,725 0,9224 0,9192 0,5 0, ,3 0,3 1,03 1,03 0,2984 0,2996 % 70,1544 0,3796 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M 1 0,5 0,5 M 0,2952 M M 0,3966 < 0, , , Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A 2.826, , ,3702,

192 175 A 0,0135 0,5 A 0,05351 pulg HP 1,7 10 P Q 0,9 HP 1, psi 2826,9367 í 0,9, HP 1,7 10 P Q P P P P 3612,725psi ,725psi HP 1, ,725psi 3426, í, La bomba tipo jet que requiere el pozo AGU-08 para producir una tasa de petróleo de 600 bl/día con una presión de operación superficial de 3600 psi, debe tener un área de tobera de 0,0267 pulg, e inyectar una tasa de fluido motriz de 2826,9367 bl/día con una bomba de superficie de 192,23 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,5. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,0535 pulg. En la tabla 4.14 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo AGU-08 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante.

193 TABLA 4.14 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-08 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R E F CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA R I I J J J J K K FABRICANTE BOMBA KOBE 11-A - OILMASTER 11-X GUIBERSON F-8 CLAW 12-K OILWELL 11-J ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara

194 ANÁLISIS DE RESULTADOS A continuación se presenta en la tabla 4.15 el resumen los valores obtenidos de los cálculos realizados para los pozos de Shushufindi. TABLA 4.15 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS SHUSHUFINDI Estado Actual Escenario Propuesto Q inyección Q inyección BPPD Bomba Jet BL BL BPPD Bomba Jet SSF I F SSF A H SSF J G SSF A G SSF-108D A H TOTAL Elaborado por: Andrea Benavides, Enrique Vergara. Al comparar las bombas seleccionadas en la tabla anterior correspondientes al estado actual de los pozos y los cálculos realizados se puede observar que existen bombas sobredimensionadas, por lo tanto, en estos casos la geometría sugerida por los cálculos da como resultado un menor caudal de fluido motriz menor al estado actual y un incremento en la producción de petróleo lo representa menor potencia y mayor producción. La tabla 4.16 muestra el resumen de los valores obtenidos de los cálculos realizados para los pozos de Aguarico TABLA 4.16 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS AGUARICO Estado Actual Datos Calculados Q inyección Q inyección BPPD Bomba Jet BL BL BPPD Bomba Jet AGU K N AGU A K TOTAL Elaborado por: Andrea Benavides, Enrique Vergara

195 178 Se puede observar en los resultados de estos pozos que al realizar el cambio de geometría de las bombas se tiene una menor producción por lo que podemos concluir que en estos pozos no conviene realizar ningún cambio de geometría entonces se mantendrán con las mismas bombas actuales.

196 179 CAPÍTULO V ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO En un proyecto que busca ser implementado es importante realizar un análisis económico para conocer que tan factible son los cambios que se proponen. El estudio económico se basa fundamentalmente, en el análisis de inversiones, ingresos, egresos, valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR); las mismas que determinan la puesta en marcha de un proyecto y al mismo tiempo nos indica si es o no rentable. Un proyecto es económicamente rentable cuando: El valor actual neto (VAN) es mayor que cero. La tasa interna de retorno (TIR) es mayor a la tasa de actualización. Es importante señalar que la tasa de actualización que Petroproducción maneja en sus proyectos es del 12 % anual, es decir, 1 % mensual de acuerdo a información del Departamento Financiero VALOR ACTUAL NETO (VAN) 9 Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología consiste en descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una tasa) todos los flujos de caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual neto del proyecto. En la tabla 5.1 se indican los parámetros para interpretar al valor actual neto. 9

197 180 La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es: VAN = n Fnc ( i) n= 0 1+ n (5.1) Que en su forma individual se expresa: VAN VP 1 i (5.2) Donde: VP = Valor presente VF = Valor futuro Fnc = Flujo neto de caja i = tasa de actualización o descuento n = período de análisis TABLA 5.1 INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO Valor Significado Decisión a tomar VAN > 0 VAN < 0 VAN = 0 La inversión producirá ganancias por encima de la rentabilidad exigida La inversión producirá ganancias por debajo de la rentabilidad exigida La inversión no producir ni ganancias ni pérdidas FUENTE: ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Él proyecto puede aceptarse El proyecto debería rechazarse Dado que el proyecto no agrega valor monetario por encima de la rentabilidad exigida, la decisión debería basarse en otros criterios, como la obtención de un mejor posicionamiento en el mercado u otros factores.

198 TASA INTERNA DE RETORNO 10 Está definida como la tasa de interés con la cual el valor actual neto (VAN) es igual a cero. El VAN es calculado a partir del flujo de caja anual, trasladando todas las cantidades futuras al presente. Es un indicador de la rentabilidad de un proyecto, a mayor TIR, mayor rentabilidad. Se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión. Para ello, la TIR se compara con una tasa mínima o tasa de corte, el coste de oportunidad de la inversión (si la inversión no tiene riesgo, el coste de oportunidad utilizado para comparar la TIR será la tasa de rentabilidad libre de riesgo). Si la tasa de rendimiento del proyecto - expresada por la TIR- supera la tasa de corte, se acepta la inversión; en caso contrario, se rechaza. Para el cálculo de la TIR se emplea la siguiente ecuación: VAN I 0 (5.3) Donde: I Inversión a realizarse en el período cero Fnc = Flujo neto de caja n = período de análisis En la tabla 5.2 se indica la interpretación de la tasa interna de retorno. 10

199 182 TABLA 5.2 INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO Valor Significado Decisión a tomar TIR > i El proyecto es rentable Acepto el proyecto TIR < i El proyecto no es rentable No acepto el proyecto FUENTE: ELABORADO POR: Andrea Benavides Y Enrique Vergara 5.3. RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) 11 La relación Costo/Beneficio (RCB), nos muestra de forma clara, la rentabilidad de un proyecto considerando los ingresos generados, los gastos y la inversión, todos calculados en el período de la inversión, su interpretación se encuentra en la tabla 5.3 RCB ó (5.4) TABLA 5.3 INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN COSTO/BENEFICIO Valor Significado Decisión a tomar RCB > 1 Los ingresos son mayores a los egresos Es aceptable RCB = 1 Los ingresos son iguales a los egresos Es indiferente RCB < 1 Los ingresos son menores a los egresos No es aceptable FUENTE: ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 5.4. ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO En este proyecto se busca incrementar la producción de los pozos con bombeo hidráulico, manteniendo el mismo sistema de Levantamiento. De los datos obtenidos en el capítulo anterior de cada pozo, puede concluirse que los pozos aguarico 1 y 8, al cambiarse su geometría, no representan un aporte al incremento de la producción, puesto que se requeriría de mayor energía y fluido motriz. Por tal motivo, no es conveniente realizar ningún cambio de equipo ni 11 Tesis: Análisis técnico-económico para el cambio de levantamiento artificial en cuatro pozos del campo Shushufindi. Autores: Andrés Araya.

200 183 geometría, ya que los actuales tienen un funcionamiento adecuado. Por lo tanto, la producción actual de estos pozos será la utilizada para futuras estimaciones para lo cual se considerará al año 2011 como período de evaluación del proyecto COSTOS DE PRODUCCIÓN Los costos de producción incluyen los costos de los trabajos a realizarse de acuerdo con el análisis técnico, el tiempo de duración de los trabajos y la producción de petróleo a recuperarse por los trabajos propuestos en cada pozo. En la tabla 5.4 se presentan los costos de un trabajo de reacondicionamiento típico para el cambio de geometría de la bomba jet de fondo, que serán aplicados a los pozos objeto de análisis en este estudio. TABLA 5.4 COSTOS DE TRABAJOS Operación - Material Costo Movilización y supervisión Técnico de Operación (día o fracción) 300 Camión Pluma (cargo básico 8 horas) 700 Nueva geometría (tobera+garganta+carcaza) Procedimiento de cambio de bomba jet (reversada+bajada de bomba) Lubricador 224 Contigencias (+/-25%) FUENTE: Costos estimados de las listas de precios de Petroproducción y Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

201 INGRESOS Los ingresos se obtienen multiplicando el precio del barril de petróleo por el número de barriles a ser producidos cada mes. De acuerdo con los historiales de producción del campo se estima que su declinación de producción es del 9% anual. Con lo que para el proyecto se establece una declinación mensual del 0,75%, con el período mensual considerado de 30,41 días y el período semanal de 7 días EGRESOS Los egresos mensuales constituyen la suma entre los costos del trabajo de reacondicionamiento típico para el cambio de geometría de la bomba jet de fondo de los pozos productores y el costo de futuros reacondicionamientos, donde el costo operativo de producción es de 10 dólares por barril. El monto total de la ejecución del proyecto asciende a dólares, durante los doce meses del año 2011 considerados en el período de evaluación económica del proyecto ANÁLISIS ECONÓMICO Los parámetros en los que se basa el estudio económico del presente proyecto son los siguientes: Se han considerado tres escenarios para el presente estudio, el primero con un costo del barril de petróleo de 66 dólares basado en el valor establecido en el Contrato de Crédito actual que tiene Petroecuador con Petrochina, en el cual esta cifra se tomó como valor referencial. El segundo de 73,30 dólares el barril del petróleo, valor establecido para el

202 185 Presupuesto del Estado del año Por último 100 dólares, cifra que se tiene planteada como objetivo para el Se estima una tasa de actualización anual del 12 % (tasa de actualización mensual igual al 1%) valor emitido para un proyecto, de acuerdo al Departamento Financiero de Petroproducción. No se considera depreciación contable de los equipos, puesto que no intervienen los impuestos fiscales Primer Escenario Para el caso del crudo de 66 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN positivo de dólares. La evaluación económica se realiza para doce meses y se calculó que al final de este tiempo se tendrá un TIR mensual de 2.324%. Estos datos finales del análisis económico para el primer caso se muestran en la tabla 5.5 y en la tabla 5.6 se indica el resumen de estos resultados y son indicativos que el proyecto es rentable. Como primer procedimiento se realiza el cálculo de la producción acumulada y los ingresos totales en el año que corresponde a la fecha desde enero del 2011 hasta diciembre del mismo año. Para esto se considera en ambos casos: ia = tasa de actualización bancaria anual 12% im = tasa de actualización bancaria mensual 0.01

203 TABLA 5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 66 DÓLARES, PRIMER ESCENARIO. MES PERÍODO REPARACIÓN POR POZO PROD. ACUM. TOTAL POR MES INGRESO TOTAL COSTO IMPLEMENTACIÓN COSTO OPERATIVO TOTAL EGRESOS FLUJO DE CAJA INGRESO TOTAL INGRESO TOTAL EGRESO TOTAL EGRESO TOTAL FLUJO DE CAJA BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ SUMATORIA FLUJO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC % ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

204 187 TABLA 5.6 RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO INVERSION TOTAL (USD) TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 2.324% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 4,11956E+16 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD BENEFICIO/COSTO 6,45 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Segundo Escenario Para el caso del crudo de 73,30 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN positivo de dólares. La evaluación económica se realiza para doce meses y se calculó que al final de este tiempo se tendrá un TIR mensual de 2.627%. Estos datos finales del análisis económico para el primer caso se muestran en la tabla 5.7 y en la tabla 5.8 se indica el resumen de estos resultados y son indicativos que el proyecto es rentable. Igual que para el primer caso para este se toman las mismas consideraciones de tiempo y tasas de actualización.

205 TABLA 5.7 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 73,30 DÓLARES, SEGUNDO ESCENARIO. MES PERÍODO REPARACIÓN POR POZO PROD. ACUM. TOTAL POR MES INGRESO TOTAL COSTO IMPLEMENTACIÓN COSTO OPERATIVO TOTAL EGRESOS FLUJO DE CAJA INGRESO TOTAL INGRESO TOTAL EGRESO TOTAL EGRESO TOTAL FLUJO DE CAJA SUMATORIA FLUJO BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC % ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

206 189 TABLA 5.8 RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO INVERSION TOTAL (USD) TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 2.627% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 1,6933E+17 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD BENEFICIO/COSTO 7,16 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Tercer Escenario Para el caso del crudo de 100 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN positivo de dólares. La evaluación económica se realiza para doce meses y se calculó que al final de este tiempo se tendrá un TIR mensual de 3.736%. Estos datos finales del análisis económico para el primer caso se muestran en la tabla 5.9 y en la tabla 5.10 se indica el resumen de estos resultados y son indicativos que el proyecto es rentable. Al Igual que en los casos anteriores, para este se toman las mismas consideraciones de tiempo y tasas de actualización.

207 TABLA 5.9 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 100 DÓLARES, TERCER ESCENARIO. MES PERÍODO REPARACIÓN POR POZO PROD. ACUM. TOTAL POR MES INGRESO TOTAL COSTO IMPLEMENTACIÓN COSTO OPERATIVO TOTAL EGRESOS FLUJO DE CAJA INGRESO TOTAL INGRESO TOTAL EGRESO TOTAL EGRESO TOTAL FLUJO DE CAJA SUMATORIA FLUJO BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC % ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

208 191 TABLA 5.10 RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO INVERSION TOTAL (USD) TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 3.736% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 1,01422E+19 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD BENEFICIO/COSTO 9,77 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Análisis de resultados De los resultados finales obtenidos de los tres casos se puede ver que los valores más altos de tasa interna de retorno y valor actual neto se tiene en el tercer caso ya que este es el mayor precio referencial tomado (100 dólares) Por el contrario los valores menores de tasa interna de retorno y valor actual neto se obtienen con el precio de crudo más bajo que es de 66 dólares, sin embargo aún con este valor el proyecto es muy rentable debido a que el TIR es mucho mayor al 100% por lo tanto la recuperación de la inversión se refleja en los primeros meses de evaluación. Con esto se puede concluir que para un valor promedio del crudo de 73,30 dólares (segundo caso) el valor actual neto es de dólares y una tasa interna de retorno del 2.627% lo cual es indicativo de que el proyecto es muy rentable y la inversión se recupera en el primer mes de evaluación.

209 192 CAPÍTULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1. CONCLUSIONES: El campo Shushufindi-Aguarico es uno de los más importantes con los que cuenta el País, tanto por su producción de crudo liviano y gas como por las reservas con las que cuenta, manteniendo en la actualidad una producción promedio de BPPD y MPCD de gas en formación. La producción de agua en el campo se ha ido incrementando en los últimos años, a tal punto que menos de la décima parte del campo se encuentra libre de inundación de agua. Esto ha ido dificultando procesos de producción, tanto en instalaciones, como trabajos de operación, debido a la corrosión de las líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala, incrementando así, el consumo de químicos, mayor demanda de energía eléctrica y problemas con el medio ambiente. Este efecto, en gran parte, es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo electrosumergible que es el más usado en el campo. El incremento en los sólidos suspendidos es un indicativo de corrosión, formación de inscrutaciones o actividad bacterial; el cual puede ser contrarrestado al tener un tratamiento químico eficiente. De los workovers analizados para los pozos con bombeo hidráulico del campo Shushufindi Aguarico se encontró que algunos de estos habían operado con bombas electro-sumergibles, mas debido a la baja producción y presencia de arenas esta no fue la mejor alternativa por las reparaciones constantes que debían efectuarse, por lo que se optó por la implementación de Bombeo Hidráulico, más económico y eficiente para este caso. En base a los resultados obtenidos del estudio técnico se concluyó que las bombas jet de los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99 y SSF-108D

210 193 están sobre dimensionadas, puesto que con bombas de diferente geometría podría obtenerse una mayor producción, trabajando con parámetros similares a los actuales. De los resultados obtenidos del estudio técnico se concluye que con la implementación de nuevas geometrías, puede obtenerse un incremento de 417 BPPD en los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99, SSF-108D y un ahorro de barriles de fluido motriz. En los pozos aguarico 01 y 08 no se consideró rentable el cambio de geometría, puesto que esta demandaba un incremento sustancial de energía y fluido motriz, por lo que la geometría actual es la adecuada. Del estudio económico se obtuvo que la inversión total del proyecto es de dólares, recuperando la inversión en el primer mes de iniciado el mismo con un flujo neto de caja actualizado positivo. Se concluye que este proyecto es económicamente rentable para los tres casos propuestos. En el primero, para un precio del crudo de 66 dólares, el VAN de dólares es mayor que cero; el TIR de 2.324% mensual es mayor a la tasa de actualización mensual del 1%; la relación Costo/Beneficio es de 6,45, lo que indica la rentabilidad del proyecto, al ser mayor a 1. En el segundo, para un crudo de 73,30 dólares, el VAN es de dólares; el TIR de 2.627% mensual; y con una relación Costo/Beneficio de 7,16. Y en el tercero, para un crudo de 100 dólares, el VAN es de dólares; el TIR de 3.736% mensual; y con una relación Costo/Beneficio de 9,77. En referencia al Plan de Manejo Ambiental, este está conformado por planes y programas, cada uno de los cuales en su totalidad o en parte contribuirán a evitar, rectificar, reducir o compensar los impactos provocados por las fases y actividades hidrocarburíferas en el Campo Shushufindi.

211 RECOMENDACIONES: Se recomienda cambiar las geometrías de las bombas Jet instaladas en los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99, SSF-108D, de acuerdo con el presente estudio, puesto que con una baja inversión se incrementará la producción de los pozos, y por el análisis económico realizado el proyecto es económicamente rentable. En los pozos AGU-01 y AGU-08, de acuerdo al estudio realizado, no se recomienda el cambio de geometría, ya que presenta una alta demanda de energía y fluido motriz, por lo que la geometría actual es la adecuada. Es necesario ejecutar trabajos de pruebas de pozos para poder contar con datos actualizados de los pozos del campo Shushufindi Aguarico, obteniéndose de este modo índices de productividad y declinación a medida que avanza la producción, lo que permitirá diseñar y mantener los equipos. Se deben tener presente los problemas que existen en las facilidades de producción ya que no se ha dado renovación de equipos y tuberías, además de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han cumplido el tiempo de vida útil especificado por el fabricante. Se recomienda mantener un tratamiento químico eficiente para mitigar la formación de incrustaciones, actividad bacterial y más aún el incremento de sólidos suspendidos puesto que estos son un indicativo de corrosión. Se recomienda realizar un control periódico de la salinidad del agua de producción, principal causante del problema de cavitación en las bombas jet, para disminuir el uso de químicos y mejorar la producción. La seguridad industrial es de trascendental importancia para el desarrollo armónico y ordenado de una empresa. Por lo tanto, es menester apoyarla a fin de que juegue un papel decisivo en la preservación principalmente de la vida y salud del trabajador, así como de las instalaciones. Una forma puede ser dando charlas informativas permanentes al personal de operación en el Campo.

212 195 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1. Baby P., Rivadeneira M., Barragán R. (2004) La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo Quito 2. Amaya J. y Armando Chanatásig, (2009), Programa de Diseño Unificado de Bombeo Hidráulico para la selección de Bomba Jet y Pistón usadas en las operaciones de Petroproducción, Quito. 3. Molina, Freddy, (2004), Desarrollo de software para el diseño de Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico, tipo Pistón y Jet. Quito. 4. Cueva, Luis, (2001), Estudio de la optimización del fluido motriz para Bombeo Hidráulico en el campo Sacha. Quito 5. Martínez, Ángel, (2002), Análisis técnico del comportamiento del Sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico y Electrosumergible del campo Coca - Payamino. Quito 6. Melo V. (2007), Folleto de Levantamiento Artificial. Quito 7. Silva M. (2008), Estudio para optimizar las facilidades de superficie en el sistema de reinyección de agua en la estación sur del campo shushufindi Quito. 8. Zaldumbide J. (2009), Optimización de las facilidades de producción de la estación Shushufindi central para las actuales condiciones de operación del campo Quito 9. Departamento de Ingeniería de Petróleos. (2010): Forecast y archivos técnicos del Campo Shushufindi-Aguarico, Distrito Oriente.

213 ANEXOS 196

214 197 ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO No SUMARIO DE RESERVAS TÉCNICA CERTIFICADAS POR RESERVORIO TABLA A-1.1. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO BASAL TENA TABLA A-1.2. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U SUPERIOR TABLA A-1.3. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U TABLA A-1.4. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO T ANEXO No PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACÍO) FIGURA A-2.1. PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACIO) ANEXO No RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER TABLA A-3.1. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES DE GARGANTA PARA BOMBAS GUIBERSON TABLA A-3.2. ÁREAS ANULARES GARGANTA TOBERA DE KOBE (pg 2 ) TABLA A-3.3. ÁREAS ANULARES GARGANTA TOBERA DE NATIONAL (pg 2 ) ANEXO No DIAGRAMAS ACTUALES DE LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO FIGURA A-4.1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF FIGURA A-4.2. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF FIGURA A-4.3. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF FIGURA A-4.4. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF FIGURA A-4.5. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-108D FIGURA A-4.6. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU FIGURA A-4.7. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU ANEXO No COSTOS DE LAS BOMBAS JET CLAW Y PRINCIPALES ACCESORIOS Y HERRAMIENTAS DE FONDO TABLA A-5.1. LISTA DE PRECIOS DE BOMBAS Y ACCESORIOS SERTECPET

215 198 ANEXO No 1 SUMARIO DE RESERVAS TÉCNICA CERTIFICADAS POR RESERVORIO

216 199 TABLA A-1.1. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO BASAL TENA Reservorio BASAL TENA Información al 31/12/2008 POES 2P FR Reservas Probadas Recuperables Totales Producción Acumulada (Np) RA No. de Pozos MBls % MBls MBls % Total Activos MBls Reservas Técnicas Certificadas Probadas Remanentes Probables Posibles , , , ,3 - - FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio. Comentarios: El reservorio Basal Tena tiene una producción acumulada de 4.607,9 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al se encontraba activo con cuatro (4) pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de bppd con 43,3% de BSW. La producción acumulada de agua es de 1.733,9 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 27,34% Las reservas probadas recuperables que totalizan Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un factor de recobro de 25%. FUENTE: NTC Energy Group C.A. TABLA A-1.2. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U SUPERIOR Reservorio NAPO U Superior Información al 31/12/2008 POES 2P FR Reservas Probadas Recuperables Totales Producción Acumulada (Np) RA No. de Pozos MBls % MBls MBls % Total Activos MBls Reservas Técnicas Certificadas Probadas Remanentes Probables Posibles , , , ,5 - - FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio. Comentarios: Tiene una producción acumulada de ,5 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al se encontraba activo con 16 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de bppd con 59,9% de BSW. La producción acumulada de agua es de ,1 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 59,8% Las reservas probadas recuperables que totalizan Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 30,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.

217 200 TABLA A-1.3. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U Reservorio NAPO U Información al 31/12/2008 POES 2P FR Reservas Probadas Recuperables Totales Producción Acumulada (Np) RA No. de Pozos MBls % MBls MBls % Total Activos MBls Reservas Técnicas Certificadas Probadas Remanentes Probables Posibles , , , ,3 - - FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio. Comentarios: El reservorio U tiene una producción acumulada de ,5 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al se encontraba activo con 45 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de bppd con 62,7% de BSW. La producción acumulada de agua es de ,3 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 37,2%. Las reservas probadas recuperables que totalizan Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 45,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A. TABLA A-1.4. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO T Reservorio Napo T Información al 31/12/2008 POES 2P FR Reservas Probadas Recuperables Totales Producción Acumulada (Np) RA No. de Pozos MBls % MBls MBls % Total Activos MBls Reservas Técnicas Certificadas Probadas Remanentes Probables Posibles , , , ,5 - - FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio. Comentarios: Tiene una producción acumulada de ,8 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al se encontraba activo con 20 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de bppd con 72,4% de BSW. La producción acumulada de agua es de ,8 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 24,72%. Las reservas probadas recuperables que totalizan Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 53,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.

218 201 ANEXO No 2 PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACÍO)

219 202 FIGURA A-2.1. PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACIO) FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V., 2007 Kobe E, Guiberson Power Lift II Kobe D Doble Kobe D Simple, National V II Kobe B Doble, National V doble motor, F, FE, FEB Kobe B Simple Kobe A Doble, National VFR doble motor Kobe A Simple, National VFR Simple, Guiberson Power Lift I