t uce 084(full permission)

7/25/2019 T UCE 084(Full Permission)

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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA,

MINAS, PETRLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE PETRLEOS

SELECCIN DE ALTERNATIVAS TCNICAS PARA OPTIMIZAR LASEPARACIN DE FLUIDOS EN SUPERFICIE DEL

CAMPO VCTOR HUGO RUALES

TESIS PREVIA A LA OBTENCIN DEL TITULO DEINGENIERO DE PETRLEOS

AUTORES: FREIRE CAIZA JUAN PABLOHERRERA POZO DIEGO ARMANDO

OCTUBRE - 2009

QUITO - ECUADOR


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II

DECLARACIN DE ORIGINALIDAD

En calidad de miembros del Tribunal de Grado, designados por la

Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental,

declaramos que la Tesis de Grado denominada Seleccin De Alternativas

Tcnicas Para Optimizar La Separacin De Fluidos En Superficie Del

Campo Vctor Hugo Ruales, realizada por los seores Freire Caiza Juan

Pablo y Herrera Pozo Diego Armando, ha sido revisada y por lo tanto

damos fe de la originalidad del presente Trabajo de Investigacin.

Atentamente,

----------------------------------Ing. Jaime Berr

Tutor

------------------------------------ ---------------------------------Ing. Marco Guerra Ing. Csar Ruiz

Primer Vocal Segundo Vocal


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III

AUTORA Y CESIN DE DERECHOS

Freire Caiza Juan Pablo y Herrera Pozo Diego Armando, Egresados de la

Escuela de Ingeniera de Petrleos, autores de la tesis denominada

Seleccin De Alternativas Tcnicas Para Optimizar La Separacin

De Fluidos En Superficie Del Campo Vctor Hugo Ruales cede los

derechos de autora a la Universidad Central del Ecuador, Facultad de

Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental para que realice ladifusin correspondiente en la Biblioteca Virtual que la facultad est

implementando., y PETROPRODUCCION auspiciante de este trabajo.

----------------------------------------Freire Caiza Juan Pablo

CI: 1719158618

----------------------------------------Herrera Pozo Diego Armando

CI: 0401095351


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IV

AGRADECIMIENTO

A todos los Ingenieros que hicieron posible este

trabajo Lenin, Freddy, Miguel, Roberth, Paola,

Diego, Oso y en especial a los ingenieros

Berr, Guerra y Ruiz.

Hoy es un da especial en mi vida, da en que

la vida me ha sonredo y me permite

ser ms grande de lo que

siempre he sido.

J.P.F


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V

AGRADECIMIENTO

A D ios, por haberme dado la oportunidad de llegar a culminar mi carrera

universitaria.; a mi madre, por su apoyo incondicional durante toda mi vida; a mi

querido y nunca olvidado padre N elson H errera C. que desde el cielo me

ilumina.

A mis tutores: I ng. J aime B err, I ng. M arco G uerra e I ng. Csar

R uiz por su apoyo y gua en sta investigacin; a P etroproduccin, por permitir

realizar mi T esis, y a todas las personas que tanto en las oficinas como en el

campo han aportado con su ayuda para la elaboracin de la misma.

F inalmente, mi reconocimiento a la F acultad de G eologa, M inas,

P etrleo y A mbiental de esta prestigiosa U niversidad Central del E cuador

que me acogi en sus aulas durante toda mi carrera universitaria.

D iego H errera.


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VI

DEDICATORIA

A Dios y la Virgen Mara por darme la

oportunidad de estar presente en este mundo, a

mi padre Juan Francisco que a pesar de no haber

vivido la mayor parte de mis 24 aos junto a m

siempre ha sido es el sustento de mi vida, a mi

abuela Aida que ha sido mi madre, a mis tos

Salomn, Susana, Gustavo, Fanny, Ramiro y

Eduardo que con sus consejos me ayudaron para

ser una persona de bien y a toda mi familia que

siempre estuvo con migo para apoyarme.

A todos mis amigos en la U con los que compart

grandes momentos de la vida universitaria, como

olvidar a mis panas del barrio con los quenosvimos crecer Cristian, Eddy, Jimmy gracias

mijas por ser chveres nunca cambien.

Gracias a todos por todo.

J.P.F


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VII

DEDICATORIA

E sta tesis la dedico de manera muy especial a mi madre G uadalupe; quien con

su apoyo desmedido, amor eterno, ve reflejado todo su esfuerzo en la culminacin de

mi carrera universitaria. G racias mamita!

A mi hermana, mis sobrinos, y toda mi familia que siempre creyeron en m.

A una persona que me ha apoyado incondicionalmente y fue un pilar muy

importante en mi proceso de educacin superior; por su cario, amor, comprensin,

compaa en las buenas y malas. G racias D anielita, amor de mi vida!

D iego H errera.


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VIII

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre Ingeniera de Produccin, especficamente predicciones deproduccin y facilidades de produccin. El objetivo fundamental es

seleccionar una alternativa tcnica-econmica que permita optimizar laseparacin de fluidos en superficie del campo Vctor Hugo Ruales.Problema identificado: deficiencia en la capacidad del sistema deseparacin para manejar la produccin incremental que se espera por laperforacin de nuevos pozos. La hiptesis dice: La seleccin de unproyecto adecuado, permite optimizar la separacin de fluidos ensuperficie, disponer de equipos modernos para el procesamiento decrudo, abastecer la demanda del incremento de produccin en un 27%ms de lo actual y suplir la deficiencia actual de los equipos de separacinde fluidos. Marco referencial: resea histrica y descripcin del campo.Marco terico: facilidades de produccin, propiedades de los fluidos,

principios del separador FWKO, GLCC y Trifsico Electrosttico. Marcometodolgico: proyecciones de produccin, evaluacin de losseparadores, bota de gas y tanques, estudio de las alternativas aconsiderarse en la separacin de fluidos, anlisis econmico. Laconclusin general se refiere a implementar un separador FWKO adicionalde 20.000 BLS para ayudar a los separadores existentes a manejar laproduccin incremental esperada. Con la recomendacin de emprenderun plan piloto por parte de Petroproduccion para la instalacin de unseparador GLCC que es una nueva alternativa de separacin de fluidos.

DESCRIPTORES:

FACILIDADESDE PRODUCCIN>

CATEGORAS TEMTICAS:

AUTORIZACIN:

Atentamente,

Juan Pablo Freire Caiza. Diego Armando Herrera PozoC.I.: 171915861-8 C.I.: 040109535-1


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IX

DOCUMENTAL SUMMARY:

Thesis about Production Engineering, specifically production predictingand production facilities. The main objective is to select an alternative

technique-economy that permit to improve the separation of fluids onsurface from field Vctor Hugo Ruales. Identified Problem: deficiency in thecapacity of the system of separation to operate the increased productionthat will expect for the perforating of new wells. The hypothesis says: theselect of an adequate project, permit to improve of separation of fluids onsurface, to have modern equipment for processing of crude, supply thedemand of increased production by 27 per cent more than what currentand replace the current weakness of the equipment of separation of fluids.Frame of reference: studies on history and description of the field.Theoretical framework: production facilities, fluids properties, principles ofthe FWKO, GLCC and Electrostatics Dehydrators. Methodological

framework: projections of production, evaluation of separators, boot ofgas, tanks, study of the alternatives to consider in the separation of fluids,economic analysis. The general conclusion refers to implant a FWKOseparator extra of 20.000 BLS to help to the current separators to operatethe increased production expects. With the recommendation to undertakea pilot plan from Petroproduccin to the installation of a GLCC separatorthat is a new alternative of separation of fluids.

DESCRIBERS:

PRODUCTIONFACILITIES> < GLCC SEPARATORS>

THEMATIC CATEGORIES:

AUTHORIZATION:

Sincerely,

Juan Pablo Freire Caiza. Diego Armando Herrera PozoC.I.: 17191586-8 C.I.: 040109535-1


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X

INDICE

CAPTULO I .......................................................................................................... 1

1 Introduccin. .................................................................................................. 1

1.1 Planteamiento del Problema................................................................ 1

1.2 Formulacin del Problema. .................................................................. 3

1.3 Objetivos. ................................................................................................ 3

1.3.1 Objetivo General............................................................................. 3

1.3.2 Objetivos Especficos..................................................................... 31.4 Justificacin e importancia del estudio............................................... 4

CAPTULO II ......................................................................................................... 6

2 INFORMACIN GENERAL DEL CAMPO VCTOR HUGO RUALES. 6

2.1 Ubicacin Geogrfica. ........................................................................... 6

2.2 Resea Histrica.................................................................................... 6

2.3 Estructura. ............................................................................................... 7

2.3.1 Nueva Estruc tura. ........................................................................... 7

2.3.1.1 Proyecto Ssmico 3D Vctor Hugo Ruales. ............................. 7

2.3.1.2 Trabajos ejecutados en el programa ssmico 3D. ................. 8

2.4 Parmetros petrofsicos y propiedades de los fluidos. .................... 8

2.5 Reservas. .............................................................................................. 102.6 Tipos de Reservas............................................................................... 11

2.6.1 Reservas probadas. ..................................................................... 11

2.6.2 Reservas probables. .................................................................... 12

2.6.3 Reservas posibles. ....................................................................... 12

2.6.4 Reservas remanentes.................................................................. 13


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XI

2.7 Reservas remanentes del campo VHR sin tomar en cuenta las

nuevas estructuras. ........................................................................................ 13

2.7.1 Reservas de la Nueva Estructura V.H.R. Norte. ..................... 14

CAPTULO III ...................................................................................................... 20

3 PRODUCCIN DEL CAMPO V.H.R. ...................................................... 20

3.1 Historia de produccin del campo..................................................... 20

3.2 Sistemas de levantamiento artificial en operacin. ........................ 21

3.3 Produccin actual de fluidos. ............................................................. 22

3.3.1 Produccin de Campo VHR con respecto al rea

Cuyabeno... ................................................................................. 24

3.4 Declinacin de produccin de petrleo. ........................................... 25

3.4.1 Declinacin Hiperblica. .............................................................. 25

3.4.2 Declinacin Armnica. ................................................................. 26

3.4.3 Declinacin Exponencial o Constante. ..................................... 26

3.5 Declinacin de produccin de petrleo para el campo V.H.R...... 27

3.6 Incremento de produccin de agua del campo VHR. .................... 30

3.7 Predicciones de produccin estimadas para los prximos 15 aos

(2024). .............................................................................................................. 32

3.7.1 Pozos nuevos a perforarse y sus producciones esperadas. . 32

3.7.2 Pozos programados para reacondicionamiento y sus

incrementos esperados. ............................................................................ 34

CAPTULO IV...................................................................................................... 42

4 FACILIDADES DE PRODUCCIN Y REINYECCIN......................... 42

4.1 Facilidades de produccin existentes y sus caractersticas. ........ 42

4.1.1 Manifold.......................................................................................... 47


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XII

4.1.2 Separadores. ................................................................................. 47

4.1.2.1 Separador de prueba (5.000 BFPD)...................................... 47

4.1.2.2 Separador de Produccin (10.000 BFPD). ........................... 484.1.2.3 Separador trifsico de produccin FWKO (20.000 BFPD). 49

4.1.3 Bota de gas. .................................................................................. 50

4.1.4 Tanque de Lavado (Wash Tank). .............................................. 51

4.1.5 Tanque de Surgencia (Surgence Tank). ................................... 51

4.1.6 Sistema de Transferencia y Oleoducto Secundario VHR -

Cuyabeno..................................................................................................... 524.1.7 Sistema Contraincendios. ........................................................... 53

4.2 Evaluacin actual de los separadores, bota de gas y tanques de

la Estacin de Produccin del Campo VHR. ............................................. 54

4.2.1 Separadores. ................................................................................. 54

4.2.1.1 Separador de prueba (5.000 BFPD)...................................... 54

4.2.1.2 Separador de produccin (10.000 BFPD). ........................... 544.2.1.3 Separador trifsico de produccin FWKO (20.000 BFPD). 57

4.2.2 Bota de gas. .................................................................................. 60

4.2.3 Tanques. ........................................................................................ 63

4.2.3.1 Tanque de Lavado.................................................................... 64

4.2.3.2 Tanque de surgencia. .............................................................. 67

4.3 Facilidades de reinyeccin de agua de formacin. ........................ 70

4.3.1 Pruebas de inyectividad del pozo VHR-RW10. ....................... 71

4.3.2 Pruebas de inyectividad del pozo VHR-RW01. ....................... 72

4.4 Propuesta conceptual para el manejo de la produccin

incremental. ..................................................................................................... 73

4.4.1 Descripcin de facilidades para islas de produccin. ............. 73


13/207

XIII

CAPTULO V....................................................................................................... 78

5 Estudio de alternativas (soluciones) a implementarse en el proceso

de separacin de fluidos. .................................................................................. 78

5.1 Estudio de la factibilidad de implementar un Free Water Knock

Out adicional de 20.000 barriles de capacidad (alternativa No 1).......... 78

5.1.1 Secciones de un Separador. ...................................................... 79

5.1.2 Partes de un separador. .............................................................. 80

5.1.3 Fundamentos tericos utilizados en el diseo......................... 86

5.1.3.1 Procedimiento para dimensionar el separador. ................... 92

5.1.3.2 Modelo propuesto del separador para el Campo VHR. ..... 98

5.1.4 Ubicacin del nuevo separador FWKO. ................................. 100

5.2 Estudio de la factibilidad de implementar un separador Gas-

Liquid Cylindrical Cyclone en las instalaciones actuales de la estacin

de produccin VHR (alternativa No 2). ..................................................... 102

5.2.1 Separador Gas-Liquid Cylindrical Cyclone. ......................... 103

5.2.1.1 Aplicaciones............................................................................. 104

5.2.1.2 Cuerpo del separador. ........................................................... 106

5.2.1.3 Principios del diseo del separador GLCC. ....................... 108

5.2.1.4 Anlisis de la entrada inclinada. ........................................... 109

5.2.1.5 Dimensionamiento del separador GLCC propuesto para el

Campo VHR. .......................................................................................... 111

5.2.1.6 Instrumentacin y control. ..................................................... 125

5.3 Estudio de la factibilidad de implementar un nuevo tren de

separacin compuesto por un separador GLCC y un Trifsico

Electrosttico (alternativa No 3). ................................................................ 129

5.3.1 Separador Trifsico Electrosttico........................................... 129


14/207

XIV

5.3.1.1 Introduccin. ............................................................................ 129

5.3.1.2 Principio de funcionamiento del separador

electrosttico.. 130

5.3.1.3 Componentes del separador trifsico electrosttico. ........ 131

5.3.1.4 Flujo del fluido dentro del tratador trifsico

electrosttico.. .... 135

5.3.1.5 Instrumentacin y control. ..................................................... 136

5.3.1.6 Ventajas y desventajas del sistema de tratamiento Trifsico

Electrosttico.......................................................................................... 138

5.3.1.7 Dimensionamiento del tratador trifsico electrosttico

propuesto para el campo VHR. ........................................................... 139

5.3.2 Ubicacin del nuevo tren de separacin. ............................... 141

5.4 Resultado del anlisis de las alternativas consideradas. ............ 143

CAPTULO VI.................................................................................................... 144

6 ANLISIS ECONMICO......................................................................... 144

6.1 Inversiones de las alternativas. ....................................................... 144

6.2 Estimacin de ingresos..................................................................... 147

6.3 Evaluacin Econmica...................................................................... 149

CAPTULO VII .................................................................................................. 152

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ..................................... 152

7.1 Conclusiones. ..................................................................................... 152

7.2 Recomendaciones. ............................................................................ 154

7.3 Bibliografa. ......................................................................................... 156

7.4 Glosario de Trminos ........................................................................ 158

ANEXOS ............................................................................................................ 165


15/207

1

CAPTULO I

1 Introduccin.

Con el descubrimiento de una nueva estructura en el Campo Vctor Hugo

Ruales, se ha planificado la perforacin de nuevos pozos con el objeto de

incrementar su produccin de fluidos. Para lo cual se debe considerar la

capacidad de la separacin de fluidos que actualmente dispone el campo.

Una efectiva separacin del petrleo y del gas es importante no

solamente para asegurar los requerimientos de calidad para una

adecuada comercializacin, sino tambin para evitar problemas en los

procesos down stream.

La industria del petrleo siempre, ha usado separadores convencionales,

los cuales ocupan grandes espacios, son demasiado pesados, con

grandes tiempos de residencia, de costos elevados lo cual incide en los

costos de operacin del campo. Estas situaciones han motivando a la

industria petrolera a desarrollar separadores compactos, de bajo peso y

bajos costos operacionales. Siendo el Gas-Liquid Cylindrical Cyclone

(GLCC) por sus siglas en ingls uno de los ms importantes desarrollos

en la actualidad.

1.1 Planteamiento del Problema.

Actualmente PETROPRODUCCION, est desarrollando los estudios de

ingeniera, conceptual, bsica y de detalle a fin de modernizar y/u


16/207

2

optimizar las facilidades de produccin de las seis reas del Distrito

Amaznico.

La actual demanda mundial de hidrocarburos, ha provocado que las

empresas petroleras incrementen la produccin de los campos, aplicando

tecnologa cada vez ms innovadora.

Uno de los principales problemas, en la actualidad de la mayora de

campos manejados por la empresa estatal (PETROECUADOR), es la

separacin de fluidos con el uso de tecnologa obsoleta, poco eficiente.

Los nuevos mecanismos de separacin de fluidos, permiten integrar las

tecnologas existentes y mejorar la eficiencia de separacin de los

separadores convencionales.

Los altos costos del procesamiento de crudo obligan a la industria a

buscar nuevos sistemas de separacin de petrleo agua y gas, ms

econmicos y con alta eficiencia de separacin. Entre las nuevastecnologas de separacin se encuentran: separadores compactos,

separadores en lnea, separadores cilindros ciclnicos, deshidratadores

electrostticos, y otras variedades de separadores.

Uno de los principales problemas en la separacin de fluidos son las

emulsiones, las cuales deben ser tratadas de manera especial, para lo

cual se ha diseado mtodos qumicos y mecnicos. Los qumicos que seagregan para separar una emulsin son de alto costo, por lo que un

mtodo mecnico es ms eficiente aunque la inversin al inicio sea

elevada.

Los deshidratadores electrostticos son una excelente opcin para el

tratamiento de las emulsiones, sin embargo el mayor inconveniente con el


17/207

3

que tropieza el operador de los separadores mencionados, es la variacin

temporal y especial de la carga, pero con un adecuado manejo de los

voltajes se podr coadyuvar a la eficiencia del proceso.

1.2 Formulacin del Problema.

En el Campo Vctor Hugo Ruales, se requiere de un alternativa que

permita una eficiente separacin de los fluidos producidos en la actualidad

y la produccin a incorporase por la perforacin de pozos en la estructura

norte que ha sido descubierta mediante los trabajos de ssmica 3D.

La seleccin de un proyecto adecuado, permitir optimizar la separacin

de fluidos en superficie, del campo Vctor Hugo Ruales?

1.3 Objetivos.

1.3.1 Objetivo General.

Seleccionar la alternativa tcnica-econmica para optimizar la

separacin de fluidos en superficie del campo Vctor Hugo Ruales.

1.3.2 Objetivos Especficos.

Predecir la produccin estimada de petrleo, agua y gas para los

prximos 15 aos.

Evaluar cada uno de los separadores instalados en el campo para

garantizar que estn aptos a recibir la nueva produccin estimada.


18/207

4

Diagnosticar si los pozos reinyectores estn en capacidad de acoger la

produccin incremental de agua debido a la perforacin de nuevos pozos

y reacondicionamiento de los existentes.

Estudiar las nuevas tcnicas y equipos de separacin de fluidos a ser

acopladas al campo V.H.R

Disear el equipo que mejor se adapte en la optimizacin de las

operaciones de separacin de fluidos.

Demostrar la importancia econmica que representa el diseo de

Sistemas Integrados de separacin.

Analizar econmicamente la alternativa a considerarse.

1.4 Justificacin e importancia del estudio.

Al existir una gran cantidad de fenmenos fsicos y qumicos importantes

que se pueden aprovechar en la industria petrolera, la innovacin y la

tecnologa actual juegan un papel preponderante en la optimizacin de la

separacin de fluidos en el crudo.

El proyecto tiene la necesidad de mostrar que los mtodos y equipos de

separacin de fluidos del crudo.

El problema de las emulsiones y presencia de hidratos, ha sido de gran

preocupacin para los tcnicos de las empresas petroleras; este estudio

pretender aportar al reducir los inconvenientes que se han presentado

en esta fase de la industria petrolera.


19/207

5

La factibilidad del proyecto, radica en seleccionar la alternativa tanto

tcnica como econmica que nos permita optimizar la separacin de los

fluidos, considerando la produccin actual y futura a incorporarse al

campo.

La implementacin de este proyecto en el campo Vctor Hugo Ruales,

lograr aparte de los objetivos ya planteados, aumentar la eficiencia en la

separacin de fluidos y por ende, un beneficio para el Ecuador desde el

punto de vista tcnico como econmico, ya que el mismo esta operado

por PETROPRODUCCION.


20/207

6

CAPTULO II

2 INFORMACIN GENERAL DEL CAMPO VCTOR HUGO RUALES.

2.1 Ubicacin Geogrfica.

El campo Vctor Hugo Ruales, (ex Cantagallo), se localiza al norte de la

cuenca Oriente en la Subcuenca Napo cercana a la frontera con Colombia

a 16 Km al norte del campo Sansahuari entre los ros San Miguel y

Putumayo en la provincia de Sucumbos al norte de la poblacin de

Tarapoa entre las coordenadas 00 15` y 00 24` de latitud norte y entre

los 76 17` y 76 19`de longitud Oeste. La ubicacin del campo se la

puede observar en el (Anexo 2.1).

2.2 Resea Histrica.

El campo se llam inicialmente Cantagallo. Fue descubierto por

PETROPRODUCCIN (ex CEPE) luego de reinterpretar la ssmica del

rea; y se perfor el primer pozo Cantagallo-1 a 2.8 km al norte del pozo

Lilian-1 entre el 17 de junio el 18 de julio de 1988. Alcanz una

profundidad de 8.330 pies y dio una produccin de 10.617 BPD de los

reservorios T (1.008 BPD, 33 API), U (8.617 BPD, 32 API), M2 (442

BPPD, 32 API) y TENA BASAL (550 BPD, 20 API).

En 1991, a raz del fallecimiento del Ing. Vctor Hugo Ruales (ejecutivo de

CEPE, uno de los artfices del arranque de produccin de los primeros

campos de la empresa), se le rebautiz con su nombre.


21/207

7

2.3 Estructura.

El Campo VHR es un anticlinal asimtrico fallado alargado de orientacin

N-S ver (Anexo 2.2), de aproximadamente 15 Km de largo por 2.5 Km de

ancho limitado hacia el Este por una falla inversa. Esta falla presenta un

salto de aproximadamente 130 pies contra la cual cierra la estructura.

Est asociado al Paleoalto de Basamento de edad Precmbrica que

separa la Sub cuenca Napo de la Sub cuenca Putumayo.

El campo presenta a los diferentes niveles cretcicos una configuracin

morfolgica estructural caracterizada por un anticlinal fallado elongado endireccin N-S.

2.3.1Nueva Estructura.

Este trabajo de exploracin se inici en junio de 2005, hasta el 17 de abril

del 2006, con registros de campo de 560 Km2 de ssmica 3D. Con la

implementacin de este importante proyecto ssmico 3D en el CampoVHR, permite un buen procesamiento e interpretacin del cubo ssmico

3D, con lo cual se puede decir que hoy en da se conoce con mayor

certeza la parte geolgica, geofsica y de reservorios, con la real

extensin de los distintos niveles de reservorios del Campo V.H.R en la

parte norte ver (Anexo 2.3).

2.3.1.1 Proyecto Ssmico 3D Vctor Hugo Ruales.

Tabla No 2.1. Especificaciones generales de programa ssmico 3D.PROGRAMA S SMICO 3D

Aproximadamente 560 km2.

Espaciamiento entre lneas receptoras 350 m.

Espaciamiento entre lneas de disparo 600m. Slant 26.565.


22/207

8

Puntos de recepcin cada 50 m, puntos de tiro cada 50 m.

Tamao del BIN 25 x 25m. Cobertura 2.400%.

Perforacin a 20 metros de profundidad para cada punto de

tiro, con tres libras de explosivos ssmicos.

Orientacin lneas receptoras Este Oeste.

Fuente Subgerencia de Explotacin y Desarrollo PetroproduccinRealizado por: Juan Freire y Diego Herrera.

2.3.1.2 Trabajos ejecutados en el programa ssmico 3D.

Tabla No 2.2. Trabajos ejecutados en el programa ssmico 3D.

TRABAJOS REALIZADOS

Apertura de Trochas 2.593 Km2.

Lneas Receptoras 1.570

Km.N Receptoras 31.553

Lneas Fuente 1.023 Km.

N Tiros Ssmicos 18.397

Lneas de Amarre 250 Km.

N Drop Zones 1.181N Campamentos Volantes 20

N Refracciones 143

N Registros Ssmicos 18.397

N Trazas Ssmicas 17,661.120Fuente Subgerencia de Explotacin y Desarrollo PetroproduccinRealizado por: Juan Freire y Diego Herrera.

2.4 Parmetros petrofsicos y propiedades de los fluidos.

Los principales reservorios productores del campo VHR son las

Areniscas: Basal Tena, M-2, U Inferior, U Media, U Superior, T

Superior, con los siguientes parmetros petrofsicos y de fluidos

promedios mostrados en la Tabla 2.3.


23/207

9

Tabla No 2.3. Parmetros petrofsicos y propiedades de los fluidos.

CAMPO VCTOR HUGO RUALES V.H.R.

YacimientoP inicial

(psi)*P actual

(psi)P burbuja

(psi)ho

(pies)(%)

Sw(%)

rea(acres)

oi(BY/BN)

Fr(%)

K(md)

GOR API

"BT" 3.150 2.963 630 9 15,5 37 4.028 1,085 20 889 180 20

"M-2" 3.190 2.628 560 12 13,2 50 3.423 1,123 20 137 100 29,2

Us 3.250 2.928 580 18 15,9 22 6.151 1,179 28 1.468 210 32

"Um" 3.280 2.953 645 10 15,7 25 4.010 1,181 29 592 260 30

"Ui" 3.340 3.083 610 43 15,7 28 9.180 1,925 20 1.048 230 32

"Ts" 3.400 3.272 620 12 14 30 2.873 1,269 20 77 218 31

Fuente Subgerencia de Explotacin y Desarrollo Petroproduccin QuitoP: *Presin al ao 2008.K: Permeabilidad.GOR: Relacin Gas Petrleo.

API: Densidad API del petrleo.


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10

2.5 Reservas.

Definicin de reservas.

Las reservas son cantidades de petrleo que se considera pueden ser

recuperados comercialmente a partir de las acumulaciones conocidas a

una fecha futura. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad

de datos de yacimientos, petrofsica y geologa, confiables y disponibles a

la fecha del estimado y de la interpretacin de esos datos. La

identificacin de las reservas como probadas, probables y posibles ha

sido la clasificacin ms frecuente y proporciona una indicacin de laprobabilidad de la recuperacin.

Las reservas pueden ser producidas por energa natural del reservorio o

por mtodos de recuperacin mejorada.

Petrleo Original En Sitio POES.

El petrleo original en sitio (POES) es el volumen total de petrleo

estimado, que existe originalmente en los yacimientos. Se determina con

la siguiente frmula:

? ? ? ? ? ? ? ? ? ?? ? ? ? ? ? ?? ? ? ??

? ? ? ?? ?G? G? ?

Donde:

Vr = Volumen de la Roca (Acre-Pie)

Fe = Porosidad Efectiva de la Roca (Fraccin)

Sw = Saturacin de Agua (Fraccin)

oi = Factor Volumtrico Inicial (BL / BF)


25/207

11

7758 = Factor de conversin (BL / Acre Pie)

2.6 Tipos de Reservas.

La perforacin de un pozo perturba las condiciones originales de presin

en la que se encuentran las acumulaciones de los fluidos presentes en un

yacimiento de hidrocarburo, por lo que estas expulsan parte de su

contenido hacia el pozo y luego hacia la superficie; esa fraccin

recuperable se denomina reserva.

Existen diferentes clases de reservas de hidrocarburo como son:

Reservas Probadas.

Reservas Probables.

Reservas Posibles.

Reservas Remanentes.

2.6.1 Reservas probadas.

Las reservas probadas son las cantidades de petrleo que, por anlisis de

datos de geologa, ingeniera y perforacin, pueden ser estimadas con

razonable certeza que sern recuperables comercialmente, a partir de

una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones

econmicas, mtodos de operacin y regulaciones.

Los mtodos para determinar las reservas probadas son varios, entre los

cuales se tiene.

Mtodo Volumtrico.

Balance de Materiales.

Curvas de Declinacin.


26/207

12

Simulacin Matemtica.

2.6.2 Reservas probables.

Son las reservas no probadas que el anlisis de datos de geologa e

ingeniera sugieren que son menos ciertas que la probadas.

Las reservas probables pueden incluir:

Reservas en formaciones que parecen ser productivas y estn basadas

en caractersticas de perfiles elctricos pero faltan datos de ncleos opruebas definitivas.

Reservas en un rea donde la formacin parece estar separada del rea

probada por fallamiento y la interpretacin geolgica indica que el rea

objetivo esta estructuralmente ms alta que el rea probada.

Reservas incrementales en reservorios probados donde unainterpretacin alternativa de los datos de comportamiento indica reservas

mayores a las que fueron clasificadas como probadas.

2.6.3 Reservas posibles.

Son las reservas que el anlisis de los datos de geologa e ingeniera

sugieren que son menos ciertos a ser recuperados que las reservasprobables.

Las reservas posibles pueden incluir:

Reservas que, basadas en interpretaciones geolgicas, podran existir

ms all del rea clasificada como probable.


27/207

13

Reservas en formaciones que parecen contener petrleo basado en

anlisis de ncleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas

comerciales.

Reservas atribuidas a mtodos de recuperacin mejorada.

2.6.4 Reservas remanentes.

Es el volumen de hidrocarburos recuperables como resultado de la

diferencia entre las reservas inciales probadas y de la produccin

acumulada de un determinado yacimiento al momento de la estimacin.Este volumen es un indicativo de cul es el potencial de un yacimiento,

as como una referencia para realizar operaciones futuras en un campo.

2.7 Reservas remanentes del campo VHR sin tomar en cuenta las

nuevas estructuras.

Debido a que la produccin de los pozos no ha sido siempre de la mismaarena, y no se lleva un buen registro de la produccin es difcil tener un

dato exacto de la reserva remanente de cada una, por lo que es

conveniente realizar nicamente una diferencia entre el POES y la

produccin acumulada del campo.

En la Tabla No 2.4.se aprecia el clculo de las reservas remanentes @

abril 2009.


28/207

14

Tabla No 2.4. Reservas remanentes del campo V.H.R.

YACIMIENTOPOES(BF)

FR(%)

RESERVASPROBADAS

(BF)

"BT" 8,674.185 45 3,903.383"M-2" 8,305.121 35 2,906.792

"Us" 29,925.034 28 8,379.010

"Ui" 57,602.000 29 16,704.580

"Um" 21,250.000 40 8,500.000

"Ts" 4,159.241 20 831.848

"Ti" 16,466.580 18 2,963.984

TOTAL 146,382.161 29,3 44,189.597

TOTAL ACUMULADO @ Abril

200932,695.936

RESERVAS REMANENTES @Abril 2009 *

11,493.661

Fuente: Subgerencia de Exploracin y DesarrolloRealizado por: Juan Freire y Diego Herrera.* Reservas sin tomar en cuenta las nuevas estructuras.

2.7.1 Reservas de la Nueva Estructura V.H.R. Norte.

Luego de la interpretacin de la ssmica 3D, del anlisis estratigrfico y de

reservorios, la estructura de V.H.R. Norte, se presenta como un anticlinal

de 3.5 Km de longitud y 1 Km de ancho.

Para estimar las reservas originales de esta estructura se tomaron como

referencia los parmetros petrofsicos, del pozo V.H.R.-14 que se detallan

en la Tabla No 2.5., ya que los pozos propuestos a perforar se localizan

hacia la parte norte del pozo V.H.R.-14, como se puede observar en laFig. No 2.1.


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15

Fig No. 2.1 Ubicacin de los nuevos pozos Campo VHR-Norte.

Fuente: Petroproduccin.Realizado por: Juan Freire y Diego Herrera.

Las coordenadas de salida y llegada de cada uno de los pozos

propuestos se puede observar en el (ANEXO 2.4).

Tabla No 2.5. Datos petrofsicos del pozo V.H.R.-14.

YACIMIENTOho

(pies)

(%)Sw(%)

oi(BY/BN)

FR( %)

"BT" 10 15,6 28 1,085 30

"Us" 19 15,8 26,4 1,179 28

"Um" 10 16,1 20,4 1,180 28

"Ui" 26 15,6 29,4 1,224 29

"T" 10 15,8 31,2 1,243 18Fuente: Petroproduccin Yacimientos.Realizado por: Juan Freire y Diego Herrera.

Con los datos proporcionados en la Tabla 2.5 segn constan en los

archivos tcnicos de la Subgerencia de Explotacin y Desarrollo de

Petroproduccin a diciembre del 2008 se han calculado las reservas de la

estructura V.H.R. Norte. Estos resultados se observan en la Tabla No 2.6.


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16

Tabla No 2.6. Reservas Originales Estimadas de la Estructura Norte.

Arena

Factor Conversin REA ho So Boi POES Fr Reservas Originales Estimadas

(By/acre-pie) (Acres) (ft) (frac) fracc (BY/BN) (BN) (fracc) (BN)

BT 7.758 782 10 0,72 0,156 1,085 6,279.193 0.3 1,883.757

Us 7.758 1563 19 0,736 0,158 1,179 22,723.930 0.28 6,362.700

Um 7.758 1563 10 0,796 0,161 1,18 13,162.698 0.28 3,685.555

Ui 7.758 1563 26 0,706 0,156 1,224 28,349.553 0.29 8,221.370

T 7.758 1563 10 0,688 0,158 1,243 10,600.916 0.18 1,908.164

TOTAL 81,116.290 22,061.546

Fuente: Petroproduccin-Reservorios (Quito).


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17

Pozo V.H.R. 25. SUR.

Dentro de la recomendaciones con base a la interpretacin de la ssmica

3D realizada por la Cia. Geotech, se propone perforar un pozo (VHR 25)

exploratorio hacia el Sur del campo V.H.R., para probar un alto

estructural, de acuerdo al mapa estructural al tope de la arenisca Ui

elaborado por el Departamento de Geofsica (Freire B, 2006). Al sur de la

estructura V.H.R., entre dos fallas de rumbo, se localiza una pequea

estructura anticlinal fallada influenciada por el basamento, con un eje de

direccin N-S, tiene un rea de 93 acres y un cierre vertical de

aproximadamente 20 pies, que sera parte de la culminacin sur de laestructura V.H.R. Los reservorios objetivos para este pozo seran los

siguientes: T, Ui, Um, Us, Zona M-2 y BT (20 29 API).

El alto estructural pequeo del Sur del campo se podra interpretar como

la culminacin Sur del campo V.H.R. en este lado, por lo que este pozo

debera ser clasificado como de avanzada, ms no como exploratorio

como se propone en un principio.

Se ha estimado para el pozo V.H.R. 25 un volumen in situ POES de

10,808.594 Bls, y unas reservas posibles de 3,213.013 Bls, como se

detalla en la Tabla No 2.7.

En la Tabla No 2.8. se puede observar la reservas remanentes calculadas

al 30 de abril del 2009 de la estructura descubierta en un principio y lasreservas de la estructura norte y del pozo V.H.R-25.


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18

Tabla No 2.7. Reservas originales estimadas para el pozo V.H.R. -25 SUR.

Arena

FactorConversin

REA ho So oi POES FrReservasPosibles

(By/acre-ft) (Acres) (fracc) (fracc) fracc (BY/BN) (BN) (fracc) (BN)

BT 7.758 93 4 0,413 0,154 1,085 169.143 0,2 33.829

M-2 7.758 93 19 0,668 0,151 1,120 1,234.587 0,3 370.376Us 7.758 93 26 0,870 0,157 1,179 2,173.257 0,28 608.512Um 7.758 93 16 0,855 0,158 1,180 1,320.910 0,5 660.455Ui 7.758 93 50 0,818 0,173 1,224 4,168.089 0,29 1,208.746T 7.758 93 26 0,713 0,162 1,243 1,742.608 0,19 331.096

TOTAL 10,808.594 3,213.014

Fuente: Petroproduccin-Reservorios (Quito).

Tabla No 2.8. Resumen de reservas calculadas al 30 de Abril. 2009.RESERVAS BARRILES

Reservas remanentes @ 30 de Abril. 2009 11,493.661

Reservas de la estructura Norte 22,061.546Reservas del pozo V.H.R-25 SUR. 3,213.014

TOTAL DE RESERVAS @ 30 de ABRIL 2009 36,768.221Fuente: Petroproduccin-Reservorios (Quito).


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20

CAPTULO III

3 PRODUCCIN DEL CAMPO V.H.R.

3.1 Historia de produccin del campo.

Este Campo fue descubierto por PETROPRODUCCIN (ex CEPE), entre

el 17 de junio y el 18 de julio de 1988, mediante la perforacin de pozo

Cantagallo 1, el que arroj una produccin total de 10.617 barriles de

petrleo de un crudo de 32 API promedio de los yacimientos Tena

Basal, Arenisca M-2, U Superior, U Inferior y T . El campo Vctor Hugo

Ruales inicia su produccin en febrero de 1991, con 2.850 BPPD

proveniente de tres pozos (VHR-01, 02, 03). Posteriormente se

incorporaron seis pozos adicionales a la produccin nacional en marzo de

1991 (VHR-04, 06, 07, 08, 09, 14), alcanzando una produccin diaria de

4.350 BPPD.

Los mecanismos de produccin de los yacimientos, determinados en base

del historial y pruebas de restauracin de presin, son la expansin de

roca y fluidos con un empuje hidrulico lateral y/o de fondo, por el cual se

ha permitido un mantenimiento de la presin por efecto del acufero.

Para este campo el mejor yacimiento desarrollado con espesor netocorresponde a la arena Ui, luego le siguen las arenas Us, M2, Um, Ts, Ti y

Basal Tena que posee crudo pesado.

Hasta el mes de abril, se encuentran perforados 20 pozos de los cuales

17 se encuentran en produccin, dos pozos son reinyectores de agua de


34/207

21

formacin, el VHR-01RW, VHR-10RW y un pozo se encuentra en etapa

de completacin VHR 16.

3.2 Sistemas de levantamiento artificial en operacin.

Los 17 pozos del campo (VHR-01, 02, 03, 04, 05, 06, 07, 08, 09, 11, 13,

14, 15, 17, 22D, 23, 24D) producen mediante (Bombeo Electrosumergible

o Elctrico Sumergible), en el (ANEXO 3.1)se observa la completacin

electrosumergible del pozo VHR-03 y la Tabla No 3.1. muestra una

prueba de produccin de cada pozo, de esta prueba se obtienen barriles

de fluido producido, barriles de petrleo producido, barriles de aguaproducida, porcentaje de agua y sedimentos (BSW), salinidad, arena

productora y taza de produccin permitida por la Direccin Nacional de

Hidrocarburos (DNH).

Adicional a estos parmetros, se han aadido datos pertenecientes a la

bomba que se encuentra instalada en cada pozo.


35/207

22

3.3 Produccin actual de fluidos.

Tabla No 3.1. Comportamiento de las producciones actuales de los fluidos del campo al 30 de abril 2009.

POZO ZONATASADNH MET.

LTIMA PRUEBA

FECHA BFPD BSW BPPD BAPD PWFSALINIDAD

PPM Cl-BOMBA

1 M-1 1.300 PPS 25-abr-09 1.269 6,0 1.192 77 1.117 40.100 GN-13002 Ui+M2 1.000 PPS 25-abr-09 1.280 83,0 218 1.062 1.289 8.100 P12X3 Us 1.000 PPS 20-abr-09 1.880 76,0 451 1.429 2.204 9.500 DN-17504 Um 1.150 PPS 21-abr-09 2.070 66,0 704 1.366 N/R 5.900 GN-40005 Um 600 PPS 22-abr-09 1.056 80,0 211 845 1.556 6.000 DN-11006 BT 1.300 PPS 12-abr-09 888 14,0 763 125 817 42.600 DN-13007 Um 1.000 PPS 26-abr-09 1.004 56,0 442 562 1.520 7.050 DN-13008 T 150 PPS 25-abr-09 169 20,0 135 34 878 16.200 P12X9 Ui 500 PPS 21-abr-09 1.698 92,0 136 1.562 1.897 6.350 GN-130011 M2 750 PPS 24-abr-09 894 55,0 402 492 NR 7.300 DN-110013 Ui 800 PPS 20-abr-09 1.180 80,0 236 944 NR 6.500 FC-120014 BT 600 PPS 17-abr-09 480 64,0 173 307 NR 35.700 DN-72515 Us 1.200 PPS 18-abr-09 1.534 72,0 430 1.104 2.513 12.800 DN-175017 BT 850 PPS 25-abr-09 876 48,0 456 420 910 35.000 TD-1200

22D BT Tramite PPS 18-abr-09 634 36,0 406 228 532 32.000 P12X

23 Us Tramite PPS 23-abr-09 3.070 64,0 1.105 1.965 2.628 16.000 TG-200024D Us Tramite PPS 25-abr-09 1.536 56,0 676 860 2.170 15.300 DN-1750TOTAL 21.518 62,2 8.136 13.382

Fuente: Ingeniera de Petrleos (Tipishca)Realizado por: Juan Freire y Diego Herrera.


36/207

23

Fig. No 3.1. Produccin (BPD) vs. Tiempo y corte de agua (%) vs.Tiempo del campo VHR.

Fuente: Ingeniera de Petrleos (Tipishca)Realizado por: Juan Freire y Diego Herrera. Programa OFM

En el Fig. No 3.1. se puede apreciar que la produccin de petrleo

empieza a declinar a partir del ao 2002 y para inicios del ao 2009 la

produccin de petrleo empieza a incrementar ao donde se perforarn la

mayora de pozos nuevos.

1991 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090

5000

10000

15000

20000

25000

DATE

FIELDNAME: VHRLiquid Cal Day ( bbl/d )

Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )Oil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

1991 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090

15

30

45

60

75

DATE

CORTE DE AGUA ( % ) FIELDNAME: VHR


37/207

24

Analizando la historia de produccin de agua en funcin del tiempo, se

observa que el agua ha tenido un incremento considerable desde el ao

2002, actualmente a abril del 2009, se observa que el corte de agua es de

62,2%.

3.3.1 Produccin de Campo VHR con respecto al rea Cuyabeno.

Tabla No 3.2. Produccin del campo VHR con respecto al reaCuyabeno (abril 2009).

Comparacin del campo VHR con respecto al rea Cuyabeno(abril 2009)

Campo/rea ProduccinMensual Produccin promdiaria APIprom

Petrleo Agua Petrleo Agua

VHR 244.080 401.460 8.136 13.382 27

RESTOCUYABENO

394.920 1,335.060 13.164 44.502 24,7

TOTAL 639.000 1,736.520 21.300 57.884

Fuente: Ingeniera de Petrleos (Tipishca)Realizado por: Juan Freire y Diego Herrera

Fig. No 3.2. Produccin de petrleo del campo VHR con respecto alresto del rea Cuyabeno.

Fuente: Datos de la tabla No 3.2.Realizado por: Juan Freire y Diego Herrera

244080 bls38,19%

394920 bls61,80%

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

VHR RESTO CUYABENO


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25

En el Fig. No 3.2.se observa que la produccin de petrleo del campo

VHR representa el 38,19% siendo VHR un campo perteneciente al rea

Cuyabeno y el ms representativo de toda el rea.

3.4 Declinacin de produccin de petrleo.

Existen tres tipos bsicos de curvas de declinacin: exponencial o

constante, hiperblica en la que se supone que la tasa de declinacin es

proporcional a la tasa de produccin y armnica que es un caso especial

de la declinacin hiperblica.

3.4.1 Declinacin Hiperblica.

Esta declinacin no es constante y es proporcional a la tasa de

produccin. A mayor tasa de produccin debe haber una mayor

declinacin.

?? ? ? ??

???

? ? ? ?

?? ? ? ?? ? ????

?? ?G? G? ?

Donde:

q = Produccin a un tiempo determinado (BFPD)

qi = Produccin inicial del pozo (BFPD)

a = Declinacin hiperblica

ai = Declinacin inicial

t = Tiempo de produccin (Aos)

n = Factor que est en funcin de las caractersticas del pozo (0


39/207

26

3.4.2 Declinacin Armnica.

Esta declinacin no es constante y es proporcional a la taza de

produccin.

? ? ? ?

? ? ?? ? ? ?? ?G? G? ?

Donde:

q = Produccin a un perodo de tiempo (BFPD)qi = Produccin inicial (BFPD)

ai = Declinacin inicial

t = Tiempo de produccin (Aos)

n = 1

3.4.3 Declinacin Exponencial o Constante.

La declinacin de la produccin de un pozo vara en forma constante con

respecto al tiempo, de aqu podemos obtener la produccin a lo largo de

un perodo de tiempo y realizar el perfil de produccin de un pozo.

? ? ?? ? ?? ? ? ? ?? ?G? G? ?

Donde:

q = Produccin a un tiempo determinado (BFPD)

qi = Produccin inicial, cuando comienza la declinacin (BFPD)

a = Declinacin constante (Di)

t = Tiempo determinado de produccin (Aos)


40/207

27

3.5Declinacin de produccin de petrleo para el campo V.H.R.

La declinacin de petrleo del campo VHR se determin mediante el

software OFM (Oil Field Management) el cual maneja Petroproduccin.

En nuestro anlisis se trabaj con la declinacin exponencial y como

fecha final de prediccin ao 2024. Para obtener la declinacin del campo

VHR fue necesario actualizar hasta abril del 2009 los datos del historial de

produccin (ver Tabla No 3.3.) como: produccin mensual de petrleo,

agua, y gas, estos datos se obtuvieron del sistema AS 400.

Tabla No 3.3. Actualizacin de los datos del historial de produccin.

Fuente: Ingeniera de Petrleos (Tipishca)

Realizado por: Juan Freire y Diego Herrera.

Una vez actualizados los datos se procede al anlisis de las curvas de

declinacin DCA, este anlisis permite predecir la produccin de un pozo

o un grupo de pozos. Antes de hacer este anlisis los datos deben ser

agrupados y filtrados, posteriormente puede ser referido en grficos o

reportes.


41/207

28

En el Fig. No 3.3 se representa la declinacin correspondiente al pozo

VHR 06 del reservorio Basal Tena, siendo esta declinacin del 12.96%

anual.

Fig. No 3.3 Proyeccin de la declinacin de petrleo para el pozoVHR-06


Donde:

Di=Declinacin de la produccin en decimales.Qi=Taza inicial de produccin.

Ti= Fecha inicial de prediccin.

Te=Fecha final de prediccin.

Cum. Prod.=Produccin acumulada.

Reserves=Reservas remanentes.

EUR=Total de reservas (Cum.prod.+Reserves).

2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 2410

50

100

500

1000

5000

10000

OilRate(Cal.Day),bbl/d

DATE

VHR006A:BT

Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : VHRTESISb : 0Di : 0.129667 A.e.qi : 579.41 bbl/dti : 04/01/2009te : 04/30/2024Final Rate : 71.3569 bbl/dCum. Prod. : 1737.35 MbblCum. Date : 04/01/2009

Reserves : 1336.17 MbblReserves Date : 04/30/2024EUR : 3073.51 MbblForecast Ended By : Time

VHR006A:BT


42/207

29

A continuacin en la Tabla No 3.4. se puede observar la declinacin para

cada pozo obtenida mediante el software OFM, como el ejemplo mostrado

del pozo VHR-06. La declinacin de los pozos nuevos (VHR 16, 20, 12D,

18D, 19D, 21D) corresponde a un pozo cercano (VHR 14), para el pozo

VHR 25 la declinacin corresponde a la del pozo (VHR 15).

Tabla No 3.4. Declinacin de petrleo para cada pozo.

Esc Produccin Pozo ArenaDeclinacinExponencial

(decimal)

1 Actual

1 BT 0,129667

2 M2Ui 0,161660

3 Us 0,0373564 Um 0,048029

5 Um 0,064441

6 BT 0,129667

7 Um 0,0836128 Us 0,165666

9 Ui 0,078061

11 M2 0,040872

13 Ui 0,060931

14 BT 0,06479115 Us 0,051361

17 BT 0,12966722D BT 0,129667

23 Us 0,051361

24D Us 0,051361

2 Pozos Nuevos

16 0,79365120 0,793651

12D 0,793651

18D 0,793651

19D 0,79365125 0,061361

21D 0,793651

3 W.O

5 Um 0,0644417 Um 0,0836128 Us 0,16566623 Us 0,051361

Fuente: Oil Field ManagementRealizado por: Juan Freire y Diego Herrera


43/207

30

3.6 Incremento de produccin de agua del campo VHR.

Al igual que para obtener la declinacin de petrleo, el incremento de

agua se obtuvo mediante el programa OFM.

En el Fig No 3.4se representa el incremento de agua correspondiente al

pozo VHR 06 que produce del reservorio Basal Tena, siendo este

incremento del 2.8% anual.

Fig No 3.4 Proyeccin del incremento de agua para el pozo VHR-06


En la Tabla No 3.5. se puede observar el incremento de la produccin de

agua para cada pozo obtenida mediante el software OFM, como el

ejemplo mostrado del pozo VHR-06. El incremento de los pozos nuevos

2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0.1

1

10

100

1000

WaterRate(Cal.Day),bbl/d

DATE

VHR006 VHR006A:BT

Working Forecast ParametersPhase : Water Case Name : VHRTESIS

b : 0Di : -0.0283637 A.e.qi : 258.245 bbl/d

ti : 04/30/2009te : 04/30/2024Final Rate : 392.863 bbl/dCum. Prod. : 1737.35 Mbbl

Cum. Date : 04/30/2009Reserves : 1758 MbblReserves Date : 04/30/2024

EUR : 3495.34 MbblForecast Ended By : Time

VHR006 VHR006A:BT


44/207

31

(VHR 16, 20, 12D, 18D, 19D, 21D) corresponde a un pozo cercano (VHR

14), para el pozo VHR 25 el incremento corresponde a la del pozo (VHR

15).

Tabla No 3.5. Incremento de agua para cada pozo.

Esc Produccin Pozo ArenaIncremento

(valor absoluto)

1 Actual

1 BT 0,028387

2 M2Ui 0,043046

3 Us 0,049833

4 Um 0,022876

5 Um 0,078742

6 BT 0,028387

7 Um 0,028364

8 Us 0,184235

9 Ui 0,028805

11 M2 0,001108

13 Ui 0,031597

14 BT 0,088319

15 Us 0,024380

17 BT 0,02838722D BT 0,028387

23 Us 0,024380

24D Us 0,024380

2 Pozos Nuevos

16 0,084319

20 0,084319

12D 0,084319

18D 0,084319

19D 0,084319

25 0,034380

21D 0,084319

3 W.O

5 Um 0,078742

7 Um 0,028364

8 Us 0,184235

23 Us 0,024380Fuente: Oil Field ManagementRealizado por: Juan Freire y Diego Herrera


45/207

32

3.7 Predicciones de produccin estimadas para los prximos 15

aos (2024).

Una vez realizado el anlisis de la declinacin de produccin de petrleo

e incremento de produccin de agua para cada pozo como se detalla en

las Tablas No 3.4. y 3.5., se procede a realizar las predicciones de

produccin para los prximos 15 aos, para lo cual se ha considerado 4

escenarios:

El primero contempla la produccin actual bajo las condiciones

existentes.

El segundo considera la perforacin de pozos nuevos (siete).

El tercero contempla el reacondicionamiento de los pozos (cuatro).

El cuarto la produccin total del campo tomando en cuenta los tres

escenarios anteriores.

3.7.1 Pozos nuevos a perforarse y sus producciones esperadas.

Petroproduccin dentro de sus objetivos principales est contemplado el

incrementar la produccin en sus campos, para lo cual ha programado. La

perforacin de nuevos pozos en el rea Cuyabeno siendo el campo VHR

perteneciente a esta rea.

Siendo VHR un campo perteneciente al rea Cuyabeno se ha establecido

la perforacin de 7 pozos en el 2009 los mismos que son detallados en laTabla 3.6.(actualizada al 30 de abril del 2009) con su respectiva tasa de

produccin esperada.


46/207

33

Tabla No 3.6. Pozos a perforarse en el campo VHRPozos Prod esperada (BPPD) Objetivos Estado Pozo cercano

VHR-16 450 U,BT C&PI VHR-14VHR-20 450 U,BT S/P VHR-14

VHR-12D 450 U,BT S/P VHR-14VHR-18D 450 U,BT S/P VHR-14VHR-19D 450 U,BT S/P VHR-14VHR-25 200 U,BT S/P VHR-03

VHR-21D 450 U,BT S/P VHR-14Fuente: Ingeniera de Petrleos (Tipishca)Realizado por: Juan Freire y Diego Herrera

En la Tabla No 3.6. La tasa de produccin esperada ha sido tomada

como referencia de los pozos cercanos, considerando el reservorio y las

caractersticas de comportamiento de fluidos que se tiene en el campo.

Se ha estimado un cronograma de actividades de perforacin para estos

nuevos pozos, el mismo que se puede apreciar en la Tabla No 3.6.1.Es

por eso que al primer ao se considera la produccin de 6 pozos nuevos,

mientras que al segundo ao se suma a la produccin el pozo VHR-21D.

Tabla No 3.6.1. Cronograma de perforacin

Fuente: Ingeniera de Petrleos (Tipishca)Realizado por: Juan Freire y Diego Herrera

VHR 16

VHR 20

VHR 12D

VHR 19DVHR 18D

VHR 25

VHR 21D

Pozos a perforar

Periodo de perforacin en meses

2009

SEP OCT NOV DIC ENE

2010

ABR MAY JULMAR JUN AGO


47/207

34

3.7.2 Pozos programados para reacondicionamiento y sus

incrementos esperados.

En lo que se refiere a los reacondicionamientos tambin se ha

programado por parte del Comit de Reacondicionamientos los pozos que

necesitan intervencin, en la Tabla 3.7. se puede observar los pozos con

sus respectivos incrementos esperados.

Tabla 3.7. Trabajos programados para reacondicionamiento.

PozoTrabajo propuesto para

reacondicionamiento

Incrementoesperado

(BLS)

Observaciones

VHR-05 Punzonar arena "BT".Evaluar y disear BES.

200 Produce con altoBSW

VHR-07Repunzonar "BT" Evaluarproducir de la mejor zona

(Um, BT).100

Produccin dearena "Um"declina por

incremento deBSW.

VHR-08

Moler CIBP. Correr registrode saturacin de acurdo a

registro realizar SQZ +Redisparar zonas deinters. Evaluar y Redisear

BES.

200 Produce con altoBSW.

VHR-23

Punzonar arena "Ui".Repunzonar "Us". Evaluar ydisear completacin dual

electrosumergible.

500

Existe casing 95/8 con

proyeccin paracompletacin

dual.


Con los antecedentes se procede a elaborar las Tablas 3.8.a. y 3.8.b.

donde se detalla los valores de produccin promedio anual de petrleo y

agua respectivamente esperados para el ao 2024 teniendo como punto

de partida abril de 2009, esta tabla se ha realizado tomando en cuenta

varios factores como:


48/207

35

Mximo corte de agua = 95 %

Tasa econmica de abandono 60 bls/da, calculada de la siguiente

manera:

? ? ? ? ? ?

?? ? ? ? ?? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?? ? ? ? ? ?? ? ? ? ? ? ? ? ?? ? ? G? ?

?? ?G? G? G?

Donde:

Co =Costo de operacin del ltimo ao de produccin. (usd / da)

FCN =Factor de consumo nacional (nmero de barriles de petrleo que

consume el Ecuador). (decimal)

? ? ? ?? ? ? ? ? ? ? ? ??? ? ? ? ?

??? ? ? ??? ? ? ???????? ? ? ? ? ?? ? ? ? ?? ?G? G? G?

Consumo nacional =Barriles por da que procesan las refineras.

PEX =Precio de exportacin del barril de petrleo (usd / bls)

PMI =Precio del mercado interno (usd / bls)

FR =Factor de regalas (decimal).

El porcentaje de regalas se calcula o se obtiene de acuerdo a Art. 49,

Captulo V (Ingresos estatales) de la Ley de Hidrocarburos la cual dice:

El estado recibir mensualmente una regala no inferior al doce y medio

por ciento sobre la produccin bruta de petrleo crudo medida en los

tanques de almacenamiento de los centros de recoleccin, despus de


49/207

36

separar agua y materia extraa, cuando la produccin promedial del mes

respectivo no llegue a treinta mil barriles diarios. La regala se elevar a

un mnimo del catorce por ciento cuando al produccin promedial en el

mes, sea de treinta mil o ms y no llegue a sesenta mil barriles diarios; y

subir a un mnimo de dieciocho y medio por ciento, cuando la produccin

promedial en el mes sea de sesenta mil o ms barriles por da. Los

porcentajes de regalas antes mencionados se aplicarn a la produccin

conjunta de cada empresa y de sus filiales, subsidiarias y asociadas, as

como a consorcios de empresas y sociedades de hecho.

TT =Tarifa de transporte por (SOTE OCP). (usd / bls)

Datos para obtener la taza econmica de abandono:

PEX =42,58 usd / bls al mes de abril 2009.

PMI = PEX =42,58 usd / bls al mes de abril 2009.

FR =0,185

TT =1,65 usd / bls

Procesamiento de las refineras al mes de abril 2009:

Esmeraldas = 101.850 bls / daLibertad = 43.950 bls / da

Shushufindi = 19.916 bls / da

165.716 bls / da

Produccin total nacional de crudo al mes de abril 2009 = 487.096 bls/

da


50/207

37

Cabe destacar que tanto el PEX y PMI, se obtuvieron del boletn No 04

Ene.2006 a Abr.2009 del Banco Central del Ecuador Precios de los

Crudos Ecuatorianos y diferencias con respecto al WTI (West Texas

Intermediate).

El TT y costo de operacin del ltimo ao de produccin fue

proporcionado por el departamento financiero de Petroecuador.

Los barriles por da que procesa cada refinera se obtuvo del boletn de

prensa de Petroproduccin del lunes 27 de abril del 2009.

Para nuestro proyecto el porcentaje de regalas que se utilizar ser

18.5%, en vista que la produccin de Petroecuador es de 165.716 BPPD.

La produccin total nacional de crudo se obtuvo del reporte general de la

Subgerencia de operaciones de Petroproduccin del da 30 de abril del

2009.

Clculo de Factor de Consumo Nacional.

?? ? ? ? ? ?

? ? ? ? ? ?? ? ? ? ? ? ?? ?

Clculo de la tasa econmica de abandono.

?? ????? ? ?? ????? ? ? ? ?

??????

?? ? ? ?? ??? ? ? ????????? ? ??? ? ?? ??

??????? ? ?? ??

? ? ??? ? ?????????? ? ? ?? ?

??????

? ? ? G? ?

Tasa econmica de abandono = 60 bls / da


51/207

38

Tabla No 3.8.a. Producciones promedio anuales de petrleo esperadas para el Campo V.H.R.


Esc Produccin Pozo Arena Di (decimal) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

1 BT 0,129667 1162 1 021 897 788 692 608 534 469 412 362 318 279 245 215 189 166

2 M2Ui 0,161660 214 182 155 132 112 95 81 69 59 50 42 36 31 26 22 19

3 Us 0,037356 451 434 419 403 388 374 360 347 334 322 310 299 288 278 267 258

4 Um 0,048029 706 673 641 611 583 555 529 504 481 458 437 416 397 378 360 343

5 Um 0,064441 211 198 185 174 163 153 143 134 126 118 111 104 97 91 86 80

6 BT 0,129667 764 671 589 518 455 400 351 308 271 238 209 184 161 142 124 109

7 Um 0,083612 438 403 371 341 313 288 265 244 224 206 190 175 161 148 136 125

8 Us 0,165666 139 118 100 85 72 61 51 44 37 31 27 22 19 16 14 12

9 Ui 0,078061 136 126 116 108 100 92 85 79 73 67 62 58 53 49 46 42

11 M2 0,040872 403 387 371 356 342 329 315 303 291 279 268 257 247 237 227 218

13 Ui 0,060931 238 224 211 198 187 175 165 155 146 138 129 122 115 108 101 95

14 BT 0,064791 173 162 152 142 134 125 117 110 103 97 91 85 80 75 70 65

15 Us 0,051361 428 407 386 367 349 331 314 299 284 270 256 243 231 220 209 198

17 BT 0,129667 456 401 352 309 271 238 209 184 162 142 125 110 96 85 74 65

22D BT 0,129667 406 357 313 275 242 212 186 164 144 126 111 98 86 75 66 58

23 Us 0,051361 1094 1 039 987 938 891 846 804 764 725 689 655 622 591 561 533 506

24D Us 0,051361 678 644 612 581 552 524 498 473 450 427 406 385 366 348 330 314

8097 7445 6857 6326 5844 5 316 4874 4458 4152 3872 3614 3274 3062 2868 2688 2464

16 Us 0,079365 450 450 416 384 355 328 303 280 258 238 220 203 188 174 160 148

20 Us 0,079365 450 450 416 384 355 328 303 280 258 238 220 203 188 174 160 148

12D Us 0,079365 450 450 416 384 355 328 303 280 258 238 220 203 188 174 160 148

18D Us 0,079365 450 450 416 384 355 328 303 280 258 238 220 203 188 174 160 148

19D Us 0,079365 450 450 416 384 355 328 303 280 258 238 220 203 188 174 160 148

25 Us 0,061361 200 200 188 177 166 156 147 138 130 122 115 108 102 96 90 85

21D Us 0,079365 0 450 450 416 384 355 328 303 280 258 238 220 203 188 174 160

2450 2900 2716 2512 2324 2 149 1988 1839 1701 1573 1455 1346 1245 1152 1066 986

5 Um 0,064441 200 188 176 165 155 145 136 127 119 112 105 98 92 87 81 76

7 Um 0,083612 100 92 85 78 72 66 61 56 51 47 43 40 37 34 31 29

8 Us 0,165666 200 169 144 122 103 87 74 63 53 45 38 32 27 23 20 17

23 Us 0,051361 500 475 451 429 407 387 367 349 332 315 299 284 270 256 244 231

1000 924 855 793 736 685 638 539 451 427 404 383 362 343 325 307

4 11547 11269 10429 9631 8904 8149 7500 6836 6304 5872 5473 5002 4670 4362 4078 3757TOTAL

3

PETROLEO

2

Actual1

Pozos Nuevos

W.O

Subtotal

Subtotal

Subtotal


52/207

39

Tabla No 3.8.b. Producciones promedio anuales de agua esperadas para el Campo V.H.R.


Es c P ro ducc in P oz o Arena D i (d eci mal) 2009 2010 2 01 1 2012 2013 2 014 2 01 5 2016 2 017 20 18 2019 20 20 20 21 2022 2023 2 02 4

1 BT -0,028387 74 76 78 81 83 85 88 90 93 96 98 101 104 107 110 113

2 M2Ui -0,043046 1047 1093 1141 1191 1244 1298 1356 1415 1477 1542 1610 1681 1755 1832 1913 1997

3 Us -0,049833 1429 1502 1579 1659 1744 1833 1927 2025 2129 2238 2352 2472 2599 2731 2871 3018

4 Um -0,022876 1370 1402 1434 1467 1501 1536 1572 1608 1645 1683 1722 1762 1803 1844 1887 1931

5 Um -0,078742 845 914 989 1070 1158 1253 1355 1466 1586 1716 1857 2009 2174 2352 2545 2753

6 BT -0,028387 124 128 131 135 139 143 147 151 156 160 165 169 174 179 185 190

7 Um -0,028364 558 574 591 608 625 643 662 681 700 720 741 762 784 807 830 854

8 Us -0,184235 30 36 43 52 63 75 91 109 131 157 189 228 274 329 396 4769 Ui -0,028805 1564 1610 1657 1705 1755 1806 1859 1913 1969 2027 2086 2147 2210 2274 2341 2409

11 M2 -0,001108 492 493 493 494 494 495 495 496 496 497 497 498 499 499 500 500

13 Ui -0,031597 950 980 1012 1044 1078 1113 1148 1185 1223 1262 1303 1345 1388 1433 1479 1526

14 BT -0,088319 307 335 366 400 437 477 522 570 622 680 743 811 886 968 1 057 1155

15 Us -0,024380 1102 1129 1157 1186 1215 1245 1276 1307 1339 1372 1406 1441 1477 1513 1550 1589

17 BT -0,028387 420 432 445 457 471 484 498 512 527 542 558 574 590 607 625 643

22D BT -0,028387 228 235 241 248 255 263 270 278 286 294 303 312 321 330 339 349

23 Us -0,024380 1237 1268 1299 1331 1364 1397 1432 1467 1503 1541 1579 1617 1657 1698 1740 1783

24D Us -0,024380 862 883 905 927 950 974 998 1022 1048 1073 1100 1127 1155 1183 1213 1243

12639 13090 13562 14056 14576 13315 13744 12860 13355 13875 14424 12992 13436 13900 14386 14544

16 Us -0,084319 675 675 734 799 869 946 1029 1119 1218 1325 1442 1569 1707 1857 2020 2198

20 Us -0,084319 675 675 734 799 869 946 1029 1119 1218 1325 1442 1569 1707 1857 2020 2198

12D Us -0,084319 675 675 734 799 869 946 1029 1119 1218 1325 1442 1569 1707 1857 2020 2198

18D Us -0,084319 675 675 734 799 869 946 1029 1119 1218 1325 1442 1569 1707 1857 2020 2198

19D Us -0,084319 675 675 734 799 869 946 1029 1119 1218 1325 1442 1569 1707 1857 2020 2198

25 Us -0,034380 300 300 310 321 333 344 356 369 382 395 409 423 438 453 469 485

21D Us -0,084319 0 675 675 734 799 869 946 1029 1119 1218 1325 1442 1569 1707 1857 2020

3 67 5 4350 4 657 505 1 5 478 5 94 2 64 47 6995 7591 8 23 9 8942 9708 1 0539 1 14 43 1 24 26 13494

5 Um -0,078742 300 325 351 380 411 445 481 521 563 609 659 713 772 835 903 977

7 Um -0,028364 150 154 159 163 168 173 178 183 188 194 199 205 211 217 223 230

8 Us -0,184235 300 361 434 521 627 754 906 1089 1310 1575 1893 2276 2737 3291 3956 4757

23 Us -0,024380 750 769 787 807 827 847 868 890 912 934 957 981 1005 1030 1055 1081

1500 1608 1731 1872 2033 2 219 2433 2500 1475 1543 1616 1694 1777 1865 1959 2059

4 17814 19048 19950 20979 22086 21475 22625 22354 22420 23657 24983 24394 25752 27208 28770 30096

29361 30317 30379 30610 30991 29625 30124 29191 28724 29529 30456 29396 30422 31571 32848 33854

2 Pozos Nuevos

Subtotal

TOTAL DE FLUIDOS

TOTAL

W.O

Subtotal

3

Subtotal

1 Actual

AGUA


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40

En la Tabla 3.8.a.se observa la predicciones de petrleo para cada ao

en sus respectivos escenarios mencionados (Actual, pozos nuevos, pozos

de reacondicionamiento y total), y en la Tabla 3.8.b.se observa de igual

forma la prediccin de agua para cada ao en sus respectivos escenarios.

Donde se puede concluir:

El flujo mximo de petrleo es 11.547 Bls/da en el 2009 ao donde se

perfora la mayora de pozos.

La tasa mxima de agua es 30.096 Bls/da en el ao 2024.

La produccin mxima de fluidos es de 33.854 Bls/da en el ao 2024.

El pozo VHR-02 en el ao 2016 deber cambiarse de arena productora

debido a que su produccin es con un corte de agua mayor al 95%.




debido a que la produccin es menor a la taza econmica de abandono.



El pozo VHR-22D en el ao 2024 deber cambiarse de arena

productora debido a que la produccin es menor a la taza econmica de

abandono.

La Fig. No 3.5. muestra el comportamiento de las predicciones deproduccin de petrleo, agua y la sumatoria de los fluidos.


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41

Fig. No 3.5. Comportamiento de la produccin con respecto al tiempo VHR.

Fuente: Tabla No 3.8 a y Tabla No 3.8.bRealizado por: Juan Freire y Diego Herrera.


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42

CAPTULO IV

4 FACILIDADES DE PRODUCCIN Y REINYECCIN.

4.1 Facilidades de produccin existentes y sus caractersticas.

La Estacin de Produccin del Campo V.H.R. cuenta con un manifold de

20 entradas de las cuales, 17 son usadas con los pozos en produccin y 3

libres en espera de los prximos pozos que entren a produccin. La

presin promedia de las lneas de flujo que llega al manifold es de 31 psi

con un mnimo de 11 psi y un mximo de 40 psi. Para las pruebas de los

pozos, se tiene un separador de 5.000 BFPD, para la produccin un

separador de 10.000 BFPD y un Free Water Knock Out (FWKO) de

20.000 BFPD, conectado mediante lneas de 4, 8, 8 respectivamente.

Adicionalmente, el manifold posee una lnea de 10, la que se dirige hasta

la bota de gas. sta lnea tiene dos usos, recibir la descarga de los

separadores y continuar con el proceso de deshidratacin del petrleo o

direccionar la produccin hacia la bota de gas (separador vertical

atmosfrico) en el caso de que los tres separadores necesiten

mantenimiento o exista problemas con ellos.

Despus de la bota de gas cuyas dimensiones son 70.87 x 51.6, el crudo

es conducido al tanque de lavado (techo cnico) con capacidad nominal

de 24.680 barriles y operacional de 21.938 barriles, el flujo sigue al tanque

de surgencia (techo cnico) con una capacidad nominal de 32.230 barriles

y operacional de 28.650 barriles, el crudo sale del tanque de surgencia


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43

con una cantidad de agua y sedimentos (BSW = 0.5%) para ser

bombeado a la Estacin de Cuyabeno.

Posteriormente de la Estacin Cuyabeno hacia la Estacin Central de

Lago Agrio para su evacuacin por el SOTE.

El sistema de transferencia enva diariamente entre 8.100 y 8.200 barriles

al 30 de abril de 2009. El promedio de gas obtenido de los separadores y

luego quemado es de 1161 MPCPD.

Todo el proceso que toman los fluidos en la Estacin V.H.R se puedeobservar en Fig No 4.1mostrada a continuacin.


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Fig No 4.1 Diagrama de la estacin VHR.

Fuente: Estacin de Produccin V.H.RRealizado por: Juan Freire y Diego Herrera


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Para la generacin elctrica, el Campo Vctor Hugo Ruales dispone de

una Central de generacin que produce un total de 5MW. Esta central

tiene 3 motores de combustin interna CATERPILLAR con una capacidad

de generacin de 1.670 KW cada uno. stos trabajan con diesel y/o

crudo, el mismo que es entregado por la misma estacin de produccin en

un promedio diario de 76 bls, este crudo previo a ser utilizado en los

motores es centrifugado internamente en la central mediante dos

separadores.

A estos motores se acoplan 3 generadores AVK de 1.670 kw. Cada

generador esta acoplado a su tablero METALCLAD y estos tres se

conectan entre ellos.

La energa se distribuye hacia el campo desde cuatro Alimentadores

(Feeders):

ALIMENTADOR 1

Reinyeccin de agua

Carga max. 323 kw funcionando bomba 01 de reinyeccin

Carga min. 28 kw funcionando solo bombas booster de reinyeccin.

ALIMENTADOR 2

Ramal sur

pozos 04, 01, 11, 02, 15, 13, 03, 05, campamento VHR

Carga max. 826 kw. Carga min 800 kwLa fluctuacin merece al consumo de energa del campamento VHR

ALIMENTADOR 3

Ramal Norte

pozos 22D, 23, 24D, 06, 07, 17, 08, 09, 14

Carga 647 kw


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46

ALIMENTADOR 4

Estacin de produccin

Carga max 214 kw cuando funcionan las dos bombas de transferencia de

150 hp cada una.

La carga interna consumida por el sistema auxiliar de los motores es

repartida por medio de dos transformadores de capacidad 250 kw c/u.

Transformador No 1

Carga min 100 kw. Carga max 220 kw.

Transformador No 2

Carga min 60 kw. Carga max 150 kw.

La fluctuacin obedece al encendido y apagado automtico de los

motores elctricos instalados en el sistema auxiliar de la central.

Total de la carga mx. Central de generacin: 2.300 kw; equivalente al

46%.

Dentro de las facilidades de reinyeccin tenemos tres booster (dos

trabajan y la otra permanece en stand by) ubicadas en las estacin de

produccin cuya presin de descarga es de 105 psi, las mismas que

transportan el agua de formacin del tanque de lavado (manteniendo el

colchn de agua en 8 10 ft) hacia los tanques de pulido (dos de 3.000Bls) ubicados en las instalaciones de la Planta de Generacin Elctrica.

Luego, tenemos dos booster adicionales que llevan el agua hacia su

destino final, las bombas horizontales (tres en total), las mismas que

reinyectan entre 13.300 y 13.400 BAPD como promedio con una presin

de descarga de 1.580 psi.


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47

4.1.1 Manifold.

Un manifold es un conjunto de vlvulas y tuberas que permiten controlar

y direccionar la produccin de los diferentes pozos hacia los separadores

y a las dems facilidades de produccin.

Actualmente, el Campo Vctor Hugo Ruales posee un manifold dividido en

cuatro secciones, A, B, C y D, cada una con 5 entradas, de las cuales 17

estn siendo usadas, y 3 estn disponibles para los nuevos pozos (Anexo

4.1).

Cada seccin del manifold tiene cuatro tuberas:

De 8 que va hacia el separador de produccin FWKO.

De 8 que va hacia el separador de produccin de 10.000 BFPD.

De 4 que va hacia el separador de prueba de 5.000 BFPD.

De 10 que va hacia la bota de gas.

4.1.2 Separadores.

Actualmente, la Estacin de Produccin del Campo V.H.R., est dotada

de tres separadores horizontales, uno de prueba de 5.000 BFPD, dos

separadores de produccin: uno de 10.000 BFPD y uno de 20.000 BFPD,

es decir, una capacidad instalada para manejar una produccin de 30.000

BFPD.

4.1.2.1 Separador de prueba (5.000 BFPD).

Un separador de prueba permite evaluar cuanto fluido (petrleo, agua y

gas) produce un pozo. El Campo V.H.R. est dotado de un separador de


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prueba con especificaciones descritas en la placa del fabricante de la

Tabla No 4.1.y visible en el (Anexo 4.2).

Tabla No 4.1. Especificaciones del separador de prueba

Fuente: Estacin de Produccin V.H.R

En todo el Distrito Amaznico, Petroproduccin, ha estandarizado el

tamao de los separadores de prueba en 54 x 16 con una capacidad

para manejar fluido de 5.000 BFPD, ya que no existe al momento un pozo

que produzca una tasa ms alta de ese valor.

4.1.2.2 Separador de Produccin (10.000 BFPD).

Este separador, cuya capacidad para manejar fluidos es de 10.000 BFPD,

tiene dimensiones de 70 x 20. Actualmente se encuentra en condiciones

ptimas para recibir la produccin de los pozos: V.H.R. 01, V.H.R. 06,

V.H.R. 07, V.H.R. 14 dando un total de (3.641 BFPD). Lasespecificaciones de este separador son descritas en la Tabla No 4.2.y se

lo puede observar en el Anexo 4.3.


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49

Tabla No 4.2. Especificaciones del separador de produccin.

Fuente: Estacin de Produccin V.H.R

4.1.2.3 Separador trifsico de produccin FWKO (20.000 BFPD).

Este separador tiene dimensiones de 120 x 40, con una capacidad para

manejar fluidos de 20.000 BFPD. Estos separadores trifsicos permiten

separar GAS CRUDO y AGUA. En estos equipos se separa

aproximadamente el 80% del agua que llega desde los diferentes pozos.

La descarga de gas se realiza hacia el mechero por una lnea de 6

quemndose diariamente un promedio de 1161 MPCPD.

La presin y temperatura con la que se encuentra trabajando este

separador es de 28 psi y 110F respectivamente. El FWKO cuenta con un

sistema de vlvulas de recoleccin de muestras a alturas de 5.8, 4.95,

4.11, 3.3, 2.425, 1.6 y 0.85 las mismas que permiten realizar pruebas

de laboratorio de BSW, API y dems parmetros requeridos para

determinar el estado del crudo a los diferentes niveles a los que se

encuentran las vlvulas recolectoras.

Este separador actualmente maneja la produccin de los pozos: V.H.R.

02, V.H.R. 03, V.H.R. 04, V.H.R. 05, V.H.R. 08, V.H.R. 09,


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50

V.H.R. 11, V.H.R. 13, V.H.R. 15, V.H.R. 17, V.H.R. 22D, V.H.R.

23, V.H.R. 24D, dando un total de (17.877 BFPD), el objetivo es

separar la mayor cantidad de agua de formacin y gas, adems obtener

un crudo con un BSW saliente que este alrededor de un 20%. En el

(ANEXO 4.4.) se puede observar el FWKO instalado en el campo VHR

con sus respectivas especificaciones de construccin.

En la Tabla No 4.3.,se puede observar las especificaciones del FWKO,

las mismas que vienen en la placa del fabricante.

Tabla No 4.3. Especificaciones del FWKO.ACINDEC

QUITO-ECUADOR

AoConstruccin 2002

TemperaturaMnima Diseo -20

PesoVacio 25000 kg Diseo

ASME VIII-, Ed. 98,ADD 99.

Dimensiones 120" x 40PresinDiseo 100 psi

Presin MaxTrabajo 120 psi @ 120 F

TemperaturaDiseo 180 F

Presin deOperacin 29 psi

PresinPrueba 150 psi

TemperaturaOperacin 106 F, 41 C

PresinHidrosttica 150 psi

Capacidad 20000 Propietario DYGMECANICFuente: Estacin de Produccin V.H.RRealizado por: Juan Freire y Diego Herrera

4.1.3 Bota de gas.

La estacin de produccin dispone de una bota de gas cuyas

dimensiones son 71 x 52, la cual se puede observar en el (Anexo 4.5).


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Posee un juego de lneas y vlvulas para entrada (agua + petrleo + gas)

y descargas de lquido y gas que se las se puede observar en el (Anexo

4.6).

La bota internamente posee placas colocadas alternadamente que

facilitan la separacin del gas del crudo que proviene de los tres

separadores antes mencionados. Una vez que el crudo sale de la bota

fluye hacia los tanques que se detallan posteriormente.

4.1.4 Tanque de Lavado (Wash Tank).

Este tanque tiene una capacidad nominal y operacional de 24.680 y

21.938 barriles respectivamente con dimensiones de altura y dimetro de

36 x 840.33, como se puede observar en el (Anexo No 4.7).

El tanque de lavado permite separar el agua del petrleo por diferencia de

densidades. El agua de formacin separada es enviado al sistema de

reinyeccin, manteniendo en el tanque un colchn de agua de 9 y el

petrleo con un BSW < 0.5% es enviado al Tanque de Surgencia.

En este tanque existe un dispositivo de control de nivel de operacin

llamado Nivel de interface crudo/agua del tanque de lavado que es

monitoreado a travs del Sistema de control SCADA.

4.1.5 Tanque de Surgencia (Surgence Tank).

Este tanque tiene una capacidad nominal y operacional de 32.230 y

28.650 barriles respectivamente con dimensiones de altura y dimetro de

36 x 970.82, el mismo que puede ser observado en la (Anexo 4.8).


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Este tanque elimina el agua que ha quedado en el petrleo proveniente

del tanque de lavado, que por cierto es en un porcentaje mnimo. En este

tanque existen dispositivos de control de nivel de operacin que son

controlados y monitoreados a travs del Sistema de Control SCADA.

Estos niveles de control se denominan:

Nivel del tanque.

Nivel alto del tanque.

Nivel de interfase alto en tanque.

4.1.6 Sistema de Transferencia y Oleoducto Secundario VHR -

Cuyabeno.

El petrleo tratado y con un BSW < 0.5%, est listo para ser trasladado

mediante el Sistema de Transferencia al oleoducto secundario V.H.R.

Cuyabeno, este sistema se encuentra funcionando de la siguiente manera

y se lo puede observar en el Anexo 4.9.

Tanque de surgencia descarga el petrleo con BSW < 0.5% a dos

bombas booster, de las cuales solo una trabaja mientras que la otra se

mantiene de reserva.

Booster descarga con una presin de 65 psi hacia bombas triplex,

pasando primero por los contadores (siempre uno de reserva), de esta

manera se lleva un buen control del fluido producido y transferido. Cada

bomba admite 10.080 BPPD, por lo que la capacidad total de bombeo es

de 20.160 BPPD. Siendo la produccin promedia diaria del campo 8.136

BPPD, tenemos un tiempo de transferencia de 19 horas con una sola

bomba.


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Finalmente la bomba triplex descarga a 150 psi y enva la produccin

hacia el oleoducto secundario V.H.R. Cuyabeno para llegar a su destino

final, la estacin de Cuyabeno.

4.1.7 Sistema Contraincendios.

El sistema contraincendios tienen una de las ms importantes funciones

de las facilidades que conforman una estacin de produccin, y es

justamente proteger los equipos de peligros constantes que se pudieran

suscitar ante una falla ya sea del proceso en s de tratamiento de crudo,

almacenamiento, transferencia o del personal que opera los mismos,

provocando desastres que llegaran a arriesgar la vida del elemento

humano y dao temporal de los equipos.

Estos equipos se describen en la Tabla No 4.4. y pueden ser observados

en los (Anexos 4.10, 4.11, 4.12 y 4.13).

Tabla No 4.4. Equipos del sistema contraincendios.

EQUIPO CANT DESCRIPCI NGENERAL

ESTADOACTUAL

TanqueVertical

1 Capacidad 3000 barriles, almacenamientode agua

en uso

BombaElctrica

1 Marca MARATHON, 150 HP Stand-By

Bomba

Motor

1 Marca CATERPILLAR Stand-By

TanqueHorizontal

1 Capacidad 1000 gal, almacenamiento deespuma

Bueno

Fuente: Estacin de Produccin V.H.RRealizado por: Juan Freire y Diego Herrera


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4.2 Evaluacin actual de los separadores, bota de gas y tanques de

la Estacin de Produccin del Campo VHR.

Aunque existen muchas variedades de separadores, la mayora de las

unidades utilizadas en campos petrolferos son diseos convencionales,

construidos en configuraciones horizontales o verticales.

4.2.1Separadores.

4.2.1.1 Separador de prueba (5.000 BFPD).

Tomando en cuenta que cada pozo nuevo a perforarse no tend

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