Campo Libertador

ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA Y PETRLEOS

Factibilidad de Reemplazo del Sistema de Produccin por Gas Lift en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha del rea

Libertador

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIEROS EN PETRLEOS

ROBERTO ALEJANDRO OCHOA CELI

[email protected] KARINA ALEXANDRA VALLEJO CULQUI

[email protected]

DIRECTOR: ING. FRANKLIN TITUAA MORALES CO-DIRECTOR: ING. ANGEL USHIA PUMA

Quito, Febrero 2010

II

DECLARACIN

Nosotros, VALLEJO CULQUI KARINA ALEXANDRA, OCHOA CELI ROBERTO ALEJANDRO, declaramos

bajo juramento que el trabajo aqu descrito es de nuestra autora; que no ha sido previamente

presentada para ningn grado o calificacin profesional; y, que hemos consultado las referencias

bibliogrficas que se incluyen en este documento.

A travs de la presente declaracin cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politcnica Nacional, segn lo establecido por la Ley

de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

KARINA VALLEJO CULQUI

ROBERTO OCHOA CELI

III

CERTIFICACIN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Karina Alexandra Vallejo Culqui y Roberto Alejandro Ochoa Celi, bajo mi supervisin.

ING. FRANKLIN TITUAA ING. ANGEL USHIA DIRECTOR DE PROYECTO CO-DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

A Dios por haberme permitido culminar una de mis ms preciadas metas y por haberme dado la oportunidad de compartirla con mis seres queridos aquellos que fueron participes de mis triunfos y fracasos y me apoyaron incondicionalmente.

A mi madre Sandra y a Jos quienes con mucho amor y esfuerzo incomparable me permitieron emprender el largo sendero de la vida, gracias por ser el pilar incondicional para mi superacin, no los defraudar

A mi hermano Esteban con el que he compartido los momentos ms significativos de mi vida, gracias por todo tu apoyo y no dudes del mo. A mis tres ngeles que an en el cielo siguen junto a m en mi mente y mi corazn. A toda mi invaluable familia de quienes he recibido todo el abrigo y afecto alentador para seguir adelante.

A la Escuela Politcnica Nacional y de manera especial a la Carrera de Ingeniera en Petrleos y al personal que la conforma.

Al Ingeniero Franklin Tituaa por la apertura brindada para que este sueo se hiciera realidad, por compartir sus conocimientos y ser una persona muy paciente y comprometida con su trabajo y junto con l, todo el personal que conforma EP-Petroecuador. Al Ingeniero ngel Ushia por la colaboracin ofrecida durante la realizacin del proyecto.

A todos mis amigos porque con ellos compart las mejores experiencias en mi vida universitaria, gracias por su apoyo. A Roberto quien ha ms de ser un compaero es un buen amigo, gracias por todos tus consejos y por la ayuda en la realizacin del presente proyecto.

Karina

V

DEDICATORIA

A la persona ms importante de mi vida, quin ha sido mi gua, ejemplo e inspiracin para poder enfrentar los nuevos retos que da a da se presentan en mi andar, a mi mami Sandra. Me permitiste estar viva junto a ti, jams me desamparaste, estuviste cuando ms te necesit, y ahora me proporcionas la principal herramienta para enrumbarme en el largo sendero de la vida. No te puedo pedir ms, me lo has dado todo, soy la persona que soy gracias a ti. ste logro tambin es tuyo.

Karina

VI

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por estar conmigo en cada paso que doy, por fortalecer mi corazn e iluminar mi mente.

A mi familia por el apoyo incondicional recibido a lo largo de toda mi carrera estudiantil, en especial a mis amados padres.

A mis hermanos y primos, porque siempre creyeron en mi y me dieron aliento para seguir adelante.

A mi compaera de tesis, pero sobre todo amiga, por su incondicional apoyo en todos los momentos de mi vida.

A todos mis amigos con los que siempre podr contar, pues su amistad es valiosa.

Al Ingeniero Franklin Tituaa, por su colaboracin y acertada Direccin durante el desarrollo del presente estudio.

A todos y cada uno de los Ingenieros del Departamento de Petrleos, por compartir e impartir sus valiosos conocimientos.

Roberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa Celi

VII

DEDICATORIA

A Dios por ser mi gua en todo momento, por darme fuerza y valor para seguir adelante cuando he estado por decaer. Le doy gracias por darme la oportunidad de ver mis sueos realizados haciendo que esto sea un primer paso para mi enriquecimiento profesional.

A mis padres, porque adems de ser quienes me dieron la vida siempre han representado lo ms importante en mi corazn, siendo la gua y el soporte en cada paso que he dado, brindndome su amor incondicional.

A mi familia, por sus consejos y apoyo incondicional.

A mis sobrinos, por sacarme una sonrisa y brindarme cario en los momentos difciles.

Y a todas aquellas personas que a lo largo de mi vida han confiado en m y me han brindado su apoyo.

Roberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa Celi

VIII

INDICE

DECLARACIN _____________________________________________________ II CERTIFICACIN ____________________________________________________ III AGRADECIMIENTOS _______________________________________________ IV DEDICATORIA ______________________________________________________ V INDICE __________________________________________________________ VIII NDICE DE MAPAS _________________________________________________ XII NDICE DE TABLAS _______________________________________________ XIII NDICE DE GRFICOS ______________________________________________ XV NDICE DE ANEXOS _______________________________________________ XVII SIMBOLOGA O SIGLAS __________________________________________ XVIII RESUMEN _______________________________________________________ XXI PRESENTACIN __________________________________________________ XXII

CAPITULO 1 __________________________________________________________ 1

CARACTERSTICAS DE LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA DEL AREA LIBERTADOR _________________________________________ 1

1.1 REA LIBERTADOR _______________________________________________ 1 1.1.1 UBICACIN GEOGRFICA _______________________________________ 1 1.1.2 RESEA HISTORICA DE LOS CAMPOS ____________________________ 1 1.1.3 ESTRUCTURA GEOLGICA _____________________________________ 4

1.1.3.1 LITOLOGIA ________________________________________________ 4 1.1.4 DESCRIPCIN DEL TIPO DE RESERVORIO ________________________ 5 1.1.4.1 CONTACTO AGUA PETRLEO __________________________________ 6

1.1.4.2 AVANCE DE AGUA __________________________________________ 8 1.1.5 RESERVAS __________________________________________________ 12 1.1.6 MECANISMOS DE PRODUCCIN ________________________________ 12 1.1.7 PRODUCCIN DE CAMPOS EN ESTUDIO _________________________ 13

CAPITULO 2 _________________________________________________________ 16

EVALUACIN DE LA SITUACIN ACTUAL DEL SISTEMA DE PRODUCCIN POR GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA 16

2.1 FACILIDADES DE PRODUCCIN DE LAS ESTACIONES SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _________________________________________________________ 16

2.1.1 ESTACIN SECOYA ___________________________________________ 17 2.1.2 ESTACIN SHUARA ___________________________________________ 20

IX

2.1.3 ESTACIN PICHINCHA ________________________________________ 22 2.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA GAS LIFT ___________________________ 24 2.3 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA DE CAPTACIN DE GAS ______________ 25

2.3.1 VOLUMENES DE GAS CAPTADO Y SU UTILIZACIN EN LAS ESTACIONES EN ESTUDIO ______________________________________________________ 26 2.3.2 COMPONENTES PARA LA CAPTACIN DEL GAS ___________________ 27

2.3.2.1 COMPRESORES ___________________________________________ 27 2.3.2.2 GASODUCTOS ____________________________________________ 28 2.3.2.3 EQUIPO AUXILIARES _______________________________________ 28

2.3.2.3.1 PULMONES ___________________________________________ 28 2.3.2.3.2 SISTEMA ELCTRICO AUXILIAR __________________________ 28 2.3.2.3.3 SISTEMA DE ACCESORIOS Y FITTINGS ____________________ 28 2.3.2.3.4 ACCESORIOS DE ENTRADA CENTRAL DE GENERACIN _____ 28

2.4 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA Y PICHINCHA _______________________________________________ 29

2.4.1 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SECOYA _______ 29 2.4.2 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SHUARA _______ 36 2.4.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO PICHINCHA _____ 42

2.5 HISTORIALES DE PRODUCCIN DE LOS CAMPOS, SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _________________________________________________________ 49

2.5.1 HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL POZO SECOYA-04 _______________ 49 2.5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL POZO SHUARA - 03 ______________ 52 2.5.3 HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL POZO SECOYA 20 _____________ 55

2.6 ANLISIS DE LAS ZONAS EN LOS POZOS ESTUDIADOS EN LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _______________________________________ 58

CAPITULO 3 _________________________________________________________ 61

DISEO DE SISTEMAS DE PRODUCCIN ALTERNATIVOS PARA REEMPLAZAR EL SISTEMA DE GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA _____________________________________ 61

3.1 CONSIDERACIONES TERICAS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIN ____ 61 3.1.1 PRODUCCIN A FLUJO NATURAL _______________________________ 61 3.1.2 SISTEMA DE PRODUCCIN POR BOMBEO HIDRULICO ____________ 61

3.1.1.1 BOMBEO HIDRULICO TIPO PISTN _________________________ 62 3.1.1.2 BOMBEO HIDRULICO TIPO JET _____________________________ 63

3.1.3 SISTEMA DE PRODUCCIN POR BOMBEO NEUMTICO (GAS LIFT) __ 66 3.1.4 SISTEMA DE PRODUCCIN POR BOMBEO MECNICO _____________ 68 3.1.5 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE _______________________________ 72 3.1.6 BOMBAS DE CAVIDADES PROGRESIVAS O PCP (PROGRESSING CAVITY PUMP) ___________________________________________________________ 84

X

3.2 ANLISIS PARA EL PROCESO DE SELECCIN ________________________ 86 3.3 EJEMPLOS DE DISEO BES Y BOMBEO MECNICO ___________________ 89

3.3.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA EL POZO SHUARA 03 _______ 89 3.3.2 BOMBEO MECNICO PARA EL POZO SECOYA 04 __________________ 99 3.3.3 RESULTADOS DEL DISEO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA EL POZO SECOYA 20 DE LA ARENA T INFERIOR. _____________________ 111

CAPITULO 4 ________________________________________________________ 113

ALTERNATIVAS PARA EL USO DEL GAS ASOCIADO Y FACILIDADES DE PRODUCCIN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT ________________________________________________________ 113

4.1 ANLISIS DE LA SITUACIN ACTUAL DEL USO DEL GAS ASOCIADO EN LAS ESTACIONES EN ESTUDIO ___________________________________________ 113 4.2 COMPOSICIN Y CARCTERSTICAS DEL GAS ASOCIADO PRESENTE EN LIBERTADOR ______________________________________________________ 114 4.3 ALTERNATIVAS DE USO PARA EL GAS ASOCIADO ___________________ 116

4.3.1 GENERACIN ELCTRICA ____________________________________ 117 4.3.1.1 SISTEMAS DE CAPTACIN DE GAS Y VAPOR _________________ 118 4.3.1.2 SISTEMA DE DESHIDRATACIN _____________________________ 120 4.3.1.3 INTRODUCCIN A LOS MOTORES DE COMBUSTIN INTERNA. __ 121

4.3.1.3.1 CARACTERSTICAS DEL COMBUSTIBLE ___________________ 122 4.3.2 TRATAMIENTO TRMICO DEL CRUDO __________________________ 122 4.3.3 PLANTA DE PROCESAMIENTO DE PETROINDUSTRIAL ____________ 124

4.4 ALTERNATIVAS PARA EL USO DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT __________________________ 126

4.4.1 SISTEMA DE COMPRESIN Y PRODUCCIN DE GAS ______________ 127 4.4.2 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO DE GAS DE LA ESTACIN. __________ 129

4.4.2.1 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO ALTA PRESIN _______________ 129 4.4.2.2 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO BAJA PRESIN _______________ 130

CAPITULO 5 ________________________________________________________ 132

ESTUDIO ECONMICO DE RESULTADOS _______________________________ 132

5.1 INTRODUCCIN _________________________________________________ 132 5.2 MTODOS DE EVALUACIN DE PROYECTOS ________________________ 132

5.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ___________________________________ 133 5.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) _____________________________ 134

XI

5.2.3 RELACIN COSTO / BENEFICIO (RCB) ___________________________ 136 5.3 COSTOS E INVERSIN DEL PROYECTO _____________________________ 137 5.4 INGRESOS ___________________________________________________ 138 5.5 EGRESOS ______________________________________________________ 139 5.6 HIPTESIS EN LAS QUE SE BASA EL ANLISIS ECONMICO ___________ 139

CAPITULO 6 ________________________________________________________ 137

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES _______________________________ 137

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS: _____________________________________ 142

GLOSARIO 144

ANEXOS 150

XII

NDICE DE MAPAS

MAPA 1.1 UBICACIN DEL CAMPO LIBERTADOR__________________________2 MAPA 1.2SATURACIN DE AGUA ARENA T INFERIOR_____________________8 MAPA 1.3 SATURACIN DE AGUA ARENA T SUPERIOR____________________9 MAPA 1.4 SATURACIN DE AGUA ARENA U INFERIOR___________________10 MAPA 1.5 SATURACIN DE AGUA ARENA U SUPERIOR__________________11

XIII

NDICE DE TABLAS

TABLA 1.1 PARMETROS PVT DE LAS ARENAS Y DE LOS FLUIDOS DE LOS CAMPOS PICHINCHA, SHUARA Y SECOYA _____________________ 6

TABLA 1.2 PROFUNDIDADES DE LOS CONTACTOS AGUA - PETRLEO INICIAL __________________________________________________________ 7

TABLA 1.3 RESERVAS DE PETRLEO DEL CAMPO LIBERTADOR EN PRODUCCIN POR YACIMIENTO_____________________________12

TABLA 1.4 PRODUCCIN POR CAMPOS Y MTODOS. POZOS PRODUCIENDO JULIO 2010 ________________________________ 13

TABLA 1.5 POZOS REINYECTORES EN LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA Y PICHINCHA. AGOSTO 2010 __________________________________ 14

TABLA 1.6 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS QUE SE ENCUENTRAN UBICADOS EN LOS CAMPOS SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA._____________ 15

TABLA 2.1 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIN DE LA ESTACIN SECOYA _________________________________________________18

TABLA 2.2 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIN DE LA ESTACIN SHUARA__________________________________________________21

TABLA 2.3 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIN DE LA ESTACIN PICHINCHA________________________________________________23

TABLA 2.4 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SECOYA Y PICHINCHA. _________________________ 24

TABLA 2.5 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE CAPTACIN DE GAS EN LAS ESTACIONES PICHINCHA Y SHUARA. _____________________ 25

TABLA 2.6 CAPTACIN DE GAS EN LAS ESTACIONES SECOYA, PICHINCHA Y SHUARA__________________________________________________26

TABLA 2.7 COMPONENTES PARA LA CAPTACIN DEL GAS _______________ 27 TABLA 2.8 PETROFISICA POZOS EN ESTUDIO __________________________ 58

TABLA 2.9 PETROFISICA POZOS VECINOS _____________________________ 59

TABLA 2.10 ANLISIS DE LAS ZONAS EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _____________________________ 60

TABLA 3.1 PARMETROS PARA LA SELECCIN DEL TIPO DE LEVANTAMIENTO _________________________________________________________ 86

TABLA 3.2 RESULTADOS PARA LA COMPARACIN TCNICA DE CADA POZO 87

XIV

TABLA 3.3 EJEMPLOS DE POZOS CON BAJOS CAUDALES EN EL REA LIBERTADOR ______________________________________________ 88

TABLA 3.4 DATOS PARA DISEAR BES EN EL POZO SHUARA 03 __________ 89 TABLA 3.5 DATOS PARA DETERMINAR N ______________________________ 90

TABLA 3.6 DATOS PARA LA CONSTRUCCIN DE LA CURVA IPR ___________ 91 TABLA 3.7 RESULTADOS DEL POZO SHUARA 03 ________________________ 98

TABLA 3.8 DATOS PARA DISEAR BOMBEO MECNICO EN EL POZO SECOYA04________________________________________________99

TABLA 3.9 DATOS PARA DETERMINAR N _____________________________ 101

TABLA 3.10 DATOS PARA LA CONSTRUCCIN DE LA CURVA IPR __________ 102 TABLA 3.11 RESULTADOS DEL POZO SECOYA 04 _______________________ 111

TABLA 3.12 RESULTADOS DEL POZO SECOYA 20 _______________________ 112

TABLA 4.1 ANLISIS DE CROMATOGRAFA DE GAS DEL CAMPO LIBERTADOR ________________________________________________________ 115

TABLA 4.2 CARACTERSTICAS FSICO-QUMICAS DEL GAS DEL CAMPO LIBERTADOR _____________________________________________ 115

TABLA 5.1 COSTOS ESTIMADOS BES _________________________________ 137

TABLA 5.2 COSTOS ESTIMADOS BOMBEO MECNICO __________________ 138 TABLA 5.3 COSTOS DE PREPRODUCCIN DE LOS POZOS SELECCIONADOS

________________________________________________________ 138

TABLA 5.4 ANLISIS ECONMICO DEL PROYECTO _____________________ 141 TABLA 5.5 CLCULO DE LA PRODUCCIN MENSUAL (INCLUYE DECLINACIN

DEL 1,246% MENSUAL) ____________________________________ 141 TABLA 5.6 CLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO

MECNICO NUEVO) _______________________________________ 131 TABLA 5.7 CLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO

MECNICO DISPONIBLE EN BODEGA) _______________________ 134

XV

NDICE DE GRFICOS

GRFICO 1.1 PRODUCCIN CAMPO LIBERTADOR _________________________ 3 GRFICO 2.1 PRODUCCIN DE PETRLEO y agua VS. TIEMPO (SECOYA 04) _ 49 GRFICO 2.2 BSW VS. TIEMPO (SECOYA 04) ____________________________ 50 GRFICO 2.3 PRODUCCIN DE PETRLEO y agua VS. TIEMPO (SECOYA 04: T)

_________________________________________________________ 50

GRFICO 2.4 PRODUCCIN DE PETRLEO y agua VS. TIEMPO (SECOYA 04: U INFERIOR) _______________________________________________ 51

GRFICO 2.5 PRODUCCIN DE PETRLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03) _ 52 GRFICO 2.6 BSW VS. TIEMPO (SHUARA 03) ___________________________ 52 GRFICO 2.7 PRODUCCIN DE PETRLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: u

+ BT) ____________________________________________________ 53 GRFICO 2.8 PRODUCCIN DE PETRLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: u

INFERIOR) _______________________________________________ 53 GRFICO 2.9 PRODUCCIN DE PETRLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: u

superior) _________________________________________________ 54 GRFICO 2.10 PRODUCCIN DE PETRLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03:

T) ______________________________________________________ 55 GRFICO 2.11 PRODUCCIN DE PETRLEO Y AGUA VS. TIEMPO (SECOYA 20)

_________________________________________________________ 55

GRFICO 2.12 BSW VS. TIEMPO (SECOYA 20) _________________________ 56 GRFICO 2.13 PRODUCCIN DE PETRLEO Y AGUA VS. TIEMPO (SECOYA 20:

T INFERIOR) _____________________________________________ 56 GRFICO 2.14 PRODUCCIN DE PETRLEO Y AGUA VS. TIEMPO (SECOYA 20:

U INFERIOR) _____________________________________________ 57 GRFICO 3.1 SISTEMA DE BOMBEO HIDRULICO _________________________ 62 GRFICO 3.3 UNIDAD DE BOMBEO NEUMTICO (GAS LIFT) ________________ 66 GRFICO 3.4 ESQUEMA DEL MECANISMO Y PARTES DEL BOMBEO MECNICO

TIPO BALANCN ___________________________________________ 69 GRFICO 3.5 PARTES DE UNA BOMBA DE SUCCIN DE POZOS PETROLFEROS

_________________________________________________________ 70

GRFICO 3.6 COMPONENTES DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ________ 74

XVI

GRFICO 3.7 CORTE TRANSVERSAL DEL MOTOR DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE _____________________________________ 75

GRFICO 3.8 CORTE TRANSVERSAL DEL PROTECTOR DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE _____________________________________ 76

GRFICO 3.9 CORTE TRANSVERSAL DEL SEPARADOR DE GAS DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE _____________________________________ 78

GRFICO 3.10 RANGO DE TAMAOS DE CABLE __________________________ 80 GRFICO 3.11 ESQUEMA DE SUPERFICIE Y FONDO DE LAS PCP ___________ 84 GRFICO 3.12 Determinacin del factor de turbulencia _______________________ 91 GRFICO 3.13 Construccin de la curva IPR para el pozo Shuara 03 DE LA ARENA

U SUPERIOR _____________________________________________ 92

GRFICO 3.14 Determinacin del factor de turbulencia ______________________ 101 GRFICO 3.15 Construccin de la curva IPR para el pozo SECOYA 04 DE LA ARENA

U INFERIOR_____________________________________________ 102

GRFICO 4.1 Separadores y bota de Petroproduccin _______________________ 124 GRFICO 4.2 Diagrama de flujo de una estacin de captacin ________________ 125 GRFICO 4.3 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.1 ___________________ 127 GRFICO 4.4 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.2 ___________________ 128 GRFICO 4.5 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.3 ___________________ 129 GRFICO 4.6 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.4 ___________________ 130 GRFICO 5.1 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS VS. TIEMPO 132 GRFICO 5.2 TIEMPO DE RECUPERACIN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO _ 133 GRFICO 5.3 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS VS. TIEMPO 135 GRFICO 5.4 TIEMPO DE RECUPERACIN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO _ 136

XVII

NDICE DE ANEXOS

ANEXO 1. 151CONTACTOS AGUA PETRLEO EN EL CAMPO LIBERTADOR ________________________________________________________ 151

ANEXO 2. 155CRONOGRAMA DE PERFORACION - 2010 _________________ 155

ANEXO 4. CORRELACIONES ESTRATIGRFICAS ESTRUCTURALES ______ 137 ANEXO 5. RESERVAS REMANENTES EN OFM _________________________ 140

ANEXO 6. SOLICITUD DE REACONDICIONAMIENTO #11 DEL SECOYA 20 __ 148

ANEXO 7. COMPLETACIONES DE LOS POZOS EN ESTUDIO _____________ 151

ANEXO 8. CURVA BOMBA REDA _____________________________________ 155

ANEXO 9. SELECCIN DEL MOTOR __________________________________ 157 ANEXO 10. SELECCIN DEL HOUSIN, PROTECTOR E INTAKE _____________ 159 HOUSING ________________________________________________ 160

ANEXO 11. GRFICA PARA SELECCIONAR LA CARRERA Y LA UNIDAD DE BOMBEO ________________________________________________ 162

ANEXO 12. DATOS DE LAS BOMBAS Y VARILLAS ________________________ 164

ANEXO 13. RELACIN ADIMENSIONAL (F1/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA MXIMA EN LA BARRA PULIDA. _____________________________ 166

ANEXO 14. SELECCIN DEL BALANCN ________________________________ 168 ANEXO 15. RELACIN ADIMENSIONAL (F2/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA

MNIMA EN LA BARRA PULIDA. _____________________________ 171 ANEXO 16. RELACIN ADIMENSIONAL (2T/S2KR) PARA CALCULAR TORQUE

MXIMO EN LA CAJA DE ENGRANAJES ______________________ 173 ANEXO 17. VALOR DE AJUSTE (TA) PARA CORREGIR TORQUE MXIMO (PARA

WRF/SKR 0,3) ___________________________________________ 175 ANEXO 18. SELECCIN DE LA CAJA DE ENGRANAJES ___________________ 177 ANEXO 19. RELACIN ADIMENSIONAL (F3/SKR) PARA CALCULAR LA

POTENCIA DEL MOTOR ____________________________________ 179

ANEXO 20. RELACIN ADIMENSIONAL (SO/S) PARA CALCULAR LA CARRERA EFECTIVA DEL PISTN ____________________________________ 181

ANEXO 21. UNIDAD DE RECUPERACIN DE VAPOR (VRU) _______________ 183 ANEXO 22. DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS ESTACIN DE PRODUCCIN

SECOYA _________________________________________________ 185

XVIII

SIMBOLOGA O SIGLAS

SMBOLO SIGNIFICADO

BS25/26/27/28 Bombas Centrfugas

BSW BASIC SEDIMENT AND WATER

BSWC BASIC SEDIMENT AND WATER EN EL CASING

BSWF BASIC SEDIMENT AND WATER EN LA FORMACIN BLS Barriles

Boi Factor Volumtrico del petrleo Inicial [bls/BF] CA Pozo Abandonado

CBE Contrabalance Efectivo [lbs] CG01/02 Compresores Estacin Secoya

CL20 Calentador de la Estacin Secoya

CPG Pozo Cerrado Gas Lift

CPS Pozo Cerrado BES

CPH Pozo Cerrado Hidrulico

DG20/21 Depurador General de Gas

DG22 Depurador de Gas de Manto y Combustible

Er Constante Elstica de la Sarta de Varillas=8,1210-7 in/lbs-ft FNC Flujo neto de caja Fr Factor de Correccin de Frecuencia Ft Cada de Presin por Friccin Fo Carga de Fluido Sobre la Bomba Fo/SKr Clculo del Estiramiento de Cabillas adimensional FW20 Separadores de Produccin de la Estacin Secoya

F1/SKr Carga Mxima en la Barra Pulida adimensional

XIX

GLS Gas Lift Survey

GOR Relacin Gas Petrleo [PC/PCS] Hd Levantamiento Neto [ft] i Tasa de Actualizacin o Descuento IC21 Intercambiador de Calor Gas-Gas

KD20/21 Knock Out Drum de Alta y Baja Presin MPRL Carga Mnima en la Barra Pulida [lbs] NC Nmero de Corridas

NF Nivel Fluyente

NI Nivel Inicial

N/No Velocidad de Bombeo Adimensional

PAB Profundidad de Asentamiento de la Bomba [ft] Pd Presin de Cabeza [ft] PEB Presin de Entrada a la Bomba [psi] Pf Prdida de Carga por Friccin

Pmp Profundidad media de las perforaciones [ft] PPS Pozo Productor por Bombeo Electrosumergible

PPG Pozo Productor por Bombeo por Gas Lift

PPRL Carga Mxima en la Barra Pulida [lbs] PRHP Potencia Requerida en la Carga en la Barra Pulida

PT Torque Mximo

PVT Presin, Volumen, Temperatura

Pvc Prdida de Voltaje en el Cable [V] QE20/21 Tea de Alta Presin

LSL Laberinto Serie Laberinto

RCB Relacin Costo/Beneficio

SG01 Bota de Gas

XX

S.O.T.E. Sistema de Oleoducto Transecuatoriano

SP Carrera del Pistn

SSTVD Sub Sea Total Vertical Depth

ST20/21 Separadores de Produccin de la Estacin Secoya

TBR Total Barriles Recuperados

TDH Altura Dinmica Total [ft] TEB Temperatura de Entrada a la Bomba [F] THE Total Horas Evaluadas

TL01 Tanque de Lavado

TIR Tasa Interna de Retorno

VAN Valor Actual Neto

VF Valor futuro VP Valor presente VRU Unidad de Recuperacin de Vapor

Vtfeb Volumen Total de Fluidos a la Entrada de la Bomba [BY] W Peso Total de la Sarta

Wr Peso de las Varillas en el Aire (Bombeo Mecnico)[ lbs/ft] Wrf Peso Total de la Sarta de Varillas en Flotacin [lbs]

XXI

RESUMEN

El presente proyecto est orientado a examinar la factibilidad de reemplazo del sistema de produccin por gas lift en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha del rea Libertador, mediante el anlisis de los pozos que se encuentren produciendo a travs del sistema de levantamiento Gas Lift, y del estado de las facilidades de produccin de las estaciones, utilizando la informacin tcnica disponible hasta Julio del 2010.

Para la elaboracin del presente proyecto, en los archivos de EP-Petroecuador tanto en Quito como en el Distrito Amaznico, se recopil toda la informacin necesaria de historiales de reacondicionamiento y produccin, datos PVT, parmetros petrofsicos de las arenas de los pozos en estudio, cromatografa de los gases, estado actual del sistema de produccin por gas lift.

De igual forma, para el clculo de reservas remanentes y la visualizacin de producciones mensuales y bsw se utiliza el programa OFM (Oil Field Manager) de la compaa Schlumberger.

En el proyecto se analiza los distintos sistemas de levantamiento artificial, siendo el elegido el ms ptimo para los pozos estudiados, se realiza el respectivo diseo para cada uno de los pozos, y se presenta la metodologa para el clculo del diseo de bombeo mecnico y electrosumergible.

Adems en este proyecto se presenta varias alternativas de uso para el uso del gas asociado y facilidades de produccin del sistema de levantamiento por Gas Lift.

Finalmente, se realiza la evaluacin econmica, tomando como indicadores el TIR, VAN y RCB los cuales permitirn determinar si el proyecto es viable o no.

XXII

PRESENTACIN

EP- Petroecuador ha visto la necesidad de reemplazar el sistema de produccin de Gas Lift en el rea Libertador, por sistemas ptimos que permitan mantener o incrementar la produccin actual, por lo que se ha propuesto realizar un estudio de los pozos en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha.

El presente proyecto consta de seis captulos. En el primer captulo se detalla la ubicacin geogrfica, descripcin geolgica y del tipo de reservorio, y mecanismos de produccin en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha.

En el segundo captulo se presenta la situacin actual del sistema de produccin por gas Lift en las estaciones Secoya, Shuara y Pichincha, el sistema de captacin de gas, historiales de reacondicionamiento y produccin.

En el tercer captulo se realiza un anlisis de los diferentes sistemas de levantamiento artificial as como tambin el diseo de sistemas de produccin alternativos para reemplazar al gas Lift en los pozos seleccionados de los Campos Secoya, Shuara y Pichincha.

En el cuarto captulo se analiza las alternativas para el uso del gas asociado en la generacin elctrica, tratamiento trmico del crudo o la operacin por parte de la planta de procesamiento de Petroindustrial, y facilidades de produccin.

En el quinto captulo se realiza el anlisis de la factibilidad de la ejecucin de este proyecto, teniendo en cuenta los costos de produccin, tipo de sistema de levantamiento artificial requerido y produccin proyectada, considerando los indicadores de la tasa interna de retorno (TIR) y el valor actual neto (VAN).

En el sexto captulo se presentan algunas conclusiones y recomendaciones a ser consideradas.

CAPITULO 1

CARACTERSTICAS DE LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA DEL AREA LIBERTADOR

1.1 REA LIBERTADOR

1.1.1 UBICACIN GEOGRFICA

El rea Libertador se encuentra ubicada en la Provincia de Sucumbos en la zona norte de la Cuenca Oriente, entre las coordenadas geogrficas de latitud desde 0004 Sur hasta 0006 Norte y longitud desde 763300 hasta 763640 Oeste, con una extensin de 25000 acres.

sta constituye una de las reas productoras de petrleo ms importantes del Distrito Amaznico; sta conformada por los siguientes campos: Shuara, Pichincha, Secoya, Shushuqui, Atacapi, Tetete, Tapi, Frontera, Pacayacu, Carabobo, Ocano, Pea Blanca y Chanangue.

Los campos Chanangue y Carabobo continan cerrados durante el ao 2010, el pozo Ocano-01, cerrado por alto BSW y el pozo Pea Blanca-01 esperando reacondicionamiento.

1.1.2 RESEA HISTORICA DE LOS CAMPOS

En 1980, la Corporacin Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) perfor las estructuras Secoya, Shuara y Shushuqui con los pozos Secoya 1 entre enero y febrero, Shuara 1 entre febrero y marzo, y Shushuqui 1 entre octubre y noviembre.

MAPA 1.1 UBICACIN DEL CAMPO

FUENTE: EP - PetroecuadorELABORADO POR: EP - Petroecuador

UBICACIN DEL CAMPO LIBERTADOR

Petroecuador

Petroecuador

2

3

Las primeras interpretaciones ssmicas mostraban a las tres estructuras antes mencionadas como independientes, pero interpretaciones posteriores, sustentadas en la informacin aportada por los pozos perforados, as como nuevos datos de interpretaciones ssmicas, permitieron elaborar un nuevo modelo estructural que integraba en un solo campo a las estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya.

Los campos Secoya, Shuara, Shushuqui y Pacayacu empezaron su produccin en 1982 y el campo Pichincha en 1989. En agosto de 1992 el campo Libertador alcanza su mxima produccin con aproximadamente 56.651 BPPD, a partir del cual comenz a declinar como se observa en el grfico 1.1.

GRFICO 1.1 PRODUCCIN CAMPO LIBERTADOR

FUENTE: EP - Petroecuador ELABORADO POR: EP Petroecuador

Los campos Secoya, Shuara y Pichincha tiene una produccin aproximada de 12083,76 BPPD (Ver Tabla 1.4).

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1.1.3 ESTRUCTURA GEOLGICA

Posee una estructura anticlinal alargada en sentido nor-noroeste y sur-suroeste con la presencia de fallas geolgicas inversas de igual orientacin. Las fallas en el Libertador estn alineadas principalmente de Norte a Sur y probablemente mejoran la comunicacin vertical; las fallas tambin rompen la Caliza B separando las formaciones U inferior y T.

El tipo de entrampamiento en el Libertador es una combinacin estructural y estratigrfica, la direccin de migracin del petrleo proviene del sur y desde all lleno las trampas del Libertador.

1.1.3.1 LITOLOGIA

La litologa de las arenas se indica a continuacin.

ARENISCA U" SUPERIOR Describe areniscas cuarzosas con frecuentes bioturbaciones y Ia presencia de intercalaciones de Iutita. A Ia base se desarrolla una secuencia grano-creciente y hacia arriba secuencias grano-decreciente.

ARENISCA U" MEDIA Es una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificacin cruzada, ondulada y en partes masiva hacia Ia base, con delgadas intercalaciones Iutceas. Hacia el techo se encuentra bioturbacin.

ARENISCA U" INFERIOR Corresponde a una arenisca cuarzosa, en partes algo miccea, grano decreciente, Iimpia, masiva y con estratificacin cruzada a Ia base, Iaminada al techo.

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ARENISCA BASAL TENA Fue depositada rellenando canales erosionados, de tendencia SE y un ancho entre 140 y 250, definidos sobre Ia base de informacin ssmica.

ARENISCA T" SUPERIOR Define areniscas cuarzo-glautonlicas en bancos mtricos de grano muy fino, masivas onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante presencia de cemento calcreo.

ARENISCA T" INFERIOR Es una arenisca cuarzosa en secuencias mtricas grano decreciente de grano grueso a muy fino, con estratificacin cruzada e intercalaciones Iutceas. Tiene un importante contenido de glauconita, Ia misma que aparece ya en Ia parte media y superior del cuerpo "T" inferior.

1.1.4 DESCRIPCIN DEL TIPO DE RESERVORIO

La principal fuente de energa natural de los yacimientos del rea Libertador proviene de un empuje lateral y de fondo de intrusin de agua. Dentro de los parmetros petrofsicos promedios de las arenas en el rea Libertador se encuentra: la porosidad en un rango de 10,4 a 19%, la saturacin de agua en un rango de 20% hasta 50%, el espesor neto de petrleo neto saturado tiene un rango de 7,5 a 65 pies, mientras que la permeabilidad del rea en un rango de 10 a 1468 md.

Las propiedades de las arenas y los fluidos del rea Libertador, se presentan en la tabla 1.1, en la que se puede apreciar los parmetros PVT de los fluidos; se encuentran dentro de los siguientes rangos:

La presin inicial vara de 3000 a 4150 psi, indica que existi una buena presin inicial de los reservorios, la temperatura de reservorio vara de 195 a 222 F, el factor volumtrico de petrleo se encuentra en un rango de 1,085 a

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1,366 PCS/BLS, y mientras que la gravedad especfica del gas en un rango de 0,992 a 1,54 (aire = 1).

TABLA 1.1 PARMETROS PVT DE LAS ARENAS Y DE LOS FLUIDOS DE LOS CAMPOS PICHINCHA, SHUARA Y SECOYA

CAMPO ZONA Pb Tf API GOR Boi GG (Psi) (F) (PCS/BF) (BL/BF) (aire = 1)

PICHINCHA U inf 1243 227 28 281 1,22 1,25 T 773 208 31,4 214 1,247 1,645

SHUARA T 1120 216 31,7 383 1,31 1,62

U inf 1100 217 28 274 1,29 1,21 U sup 595 232 29,5 162 1,212 1,42

SECOYA U 1085 205 28,3 282 1,17 1,12 T 555 208 34,2 444 1,335 1,539

FUENTE: Laboratorio de Yacimientos EP-Petroecuador ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

1.1.4.1 CONTACTO AGUA PETRLEO

El contacto agua - petrleo inicial en las diferentes arenas del campo, estn basadas en los registros elctricos de los pozos, tomando en cuenta aquellos que se perforaron al inicio de la vida productiva del campo y aquellos que presenten condiciones iniciales por su ubicacin. En el Anexo 1 encontramos los contactos definidos a partir de los registros elctricos por reas del campo Libertador.

Arena Us: Se observan dos contactos agua petrleo, en el Noroeste del campo en la zona de los pozos SSQ03 y SSQ19 se observa un CAP = -8088 pies SSTVD (Sub Sea True Vertical Depth) y al Suroeste del campo en la zona del pozo SHU13 se observa un CAP de -8185 pies SSTVD.

Arena Ui: Se observan varios contactos agua - petrleo en la unidad U Inferior, pero considerando la fecha de perforacin de los pozos se estableci un CAP inicial

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preliminar de - 8300 pies SSTVD para las reas Pichincha, Carabobo, Shushuqui y Secoya (los pozos SSQ07, SSQ06, SSQ21, SEC7B, PICH06, CAR03, CAR06 indican el contacto anteriormente mencionado). Adems existe otro contacto inicial al Noreste del campo Libertador que pertenece a la zona donde estn ubicados los pozos SHU06 y PAC05 indicando un CAP de -8280 pies SSTVD.

Arena Ts+Ti: En la arena T, se presentan distintas regiones de contactos iniciales, lo que implica una separacin hidrulica vertical de estas arenas.

En la arena T, se identificaron dos claros contactos en las regiones de Shuara, Pichincha, Secoya y Pacayacu a una profundidad de -8359 pies SSTVD y -8471 pies SSTVD. Para la zona de Shushuqui se identificaron dos contactos a - 8379 pies SSTVD y -8471 pies SSTVD.

La profundidad de los contactos preliminares junto con sus niveles de referencia se resume en la tabla 1.2:

TABLA 1.2 PROFUNDIDADES DE LOS CONTACTOS AGUA - PETRLEO INICIAL

FUENTE: Simulacin Matemtica del Campo Libertador, EP-Petroecuador ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

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1.1.4.2 AVANCE DE AGUA

Segn los resultados de la simulacin matemtica realizada en el rea Libertador, se generaron los siguientes mapas de saturacin de agua para las unidades U y T, los cuales permiten evidenciar zonas no drenadas todava existentes en algunos pozos cerrados y productores.

MAPA 1.2 SATURACIN DE AGUA ARENA T INFERIOR


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MAPA 1.3 SATURACIN DE AGUA ARENA T SUPERIOR

FUENTE: EP - Petroecuador ELABORADO POR: EP - Petroecuador

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MAPA 1.4 SATURACIN DE AGUA ARENA U INFERIOR

FUENTE: EP - Petroecuador ELABORADO POR: EP - Petroecuador

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MAPA 1.5 SATURACIN DE AGUA ARENA U SUPERIOR


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1.1.5 RESERVAS

Los yacimientos son cuerpos de roca con comunicaciones hidrulicas en donde los hidrocarburos estn acumulados. Las fuerzas capilares y gravitacionales controlan la distribucin de los fluidos (petrleos, agua y gas) en dichas acumulaciones, que al ser perturbadas sus condiciones de presin iniciales mediante la perforacin de pozos, expulsan parte de su contenido inicial hacia stos y luego a la superficie. En trminos generales, esa fraccin recuperable es la reserva.

Las Reservas Originales Probadas del Campo Libertador son 440.227,136 bls, con una produccin acumulada de 326.740,048 bls. Adems actualmente se tiene 113.487,088 de Reservas Remanentes como se indica en la tabla 1.3.

TABLA 1.3 RESERVAS DE PETRLEO DEL CAMPO LIBERTADOR EN PRODUCCIN POR YACIMIENTO

FUENTE: EP Petroecuador Gerencia de Exploracin y Produccin. Coordinacin de Desarrollo

ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

1.1.6 MECANISMOS DE PRODUCCIN

Dentro de los estudios y anlisis PVT realizados sobre el rea Libertador, se ha determinado que esta rea corresponde a un yacimiento subsaturado con un empuje lateral y de fondo de intrusin de agua; por lo que la presin inicial es mayor que la del punto de burbuja como se seala en el Estudio de Simulacin de Yacimientos, rea Libertador, Tomo 1 (Diciembre-1997). Cuando la presin se reduce debido a la produccin de fluidos, se crea un diferencial de presin a

VOLUMEN IN FR PRODUCCIN RESERVAS PROBADAS PROBABLES TOTALES ACUMULADA REMANENTES

BLS BLS BLS Bls al 31/12/2009 Bls al 31/12/2009BASAL TENA 123.525.500 15,00% 19,80 18.530.060 0 18.530.060 3.704.834 14.825.226

U SUP 138.644.000 24,99% 29,50 34.647.136 0 34.647.136 25.935.218 8.711.918 U INF 686.787.000 41,00% 27,90 281.582.670 0 281.582.670 202.249.638 79.333.032

T 340.217.000 31,00% 31,80 105.467.270 0 105.467.270 94.850.357 10.616.913 TOTAL 1.289.173.500 34,15% 440.227.136 0 440.227.136 326.740.047 113.487.089

RESERVAS ORIGINALESYACIMIENTO APISITU (BF) (INICIAL)

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travs del contacto agua petrleo. De acuerdo con las leyes bsicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acufero reacciona haciendo que el agua contenida en l, invada al reservorio de petrleo originando intrusin o influjo, lo que no solo ayuda a mantener la presin sino que permite un desplazamiento inmiscible del petrleo que se encuentra en la parte invadida.

Algunos de los pozos del campo Libertador presentan producciones conjuntas de los yacimientos U (U Superior, U Media y U Inferior) y T (T Superior y T Inferior). Las pruebas iniciales de esos pozos fueron realizadas separadamente para cada arena y de esta manera se obtiene mayor informacin sobre la proveniencia de una posible produccin de agua y adems se podra determinar una distribucin de la produccin conjunta entre las arenas respectivas.

1.1.7 PRODUCCIN DE CAMPOS EN ESTUDIO

La historia de produccin del rea Libertador inicia en Agosto de 1982, y esta proviene de los campos Secoya, Shuara, Shushuqui, Pichincha.

De los pozos que se encuentran en produccin, la distribucin por sistemas de levantamiento es la siguiente (tabla 1.4):

TABLA 1.4 PRODUCCIN POR CAMPOS Y MTODOS. POZOS PRODUCIENDO JULIO 2010.

CAMPO MTODO BFPD BPPD BAPD BSW% TOTAL POZOS PICHINCHA PPS 11773 1299,55 10473,5 88,96 7

SECOYA PPS 32175 8620,9 23563,8 73,24 24 PPG 243 128,79 114,21 47,00 1

SHUARA PPS 15248 1841,32 13549,9 88,86 11 PPG 276 193,2 82,8 30,00 1 TOTAL

59715 12083,76 47784,1 80,02 44

FUENTE: FORECAST, Julio 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

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En el rea Libertador, a finales del 2009 se cuenta con un total de 162 pozos perforados de los cuales 77 estn produciendo, 53 pozos se encuentran cerrados, 8 pozos reinyectores cerrados, 10 pozos son reinyectores, 2 pozos esperando abandono y 12 pozos estn abandonados.

De acuerdo a FORECAST (Julio 2010), a inicios del 2010 se perforaron 5 pozos: SEC-01RW, ARZ-2D, SHU-01RW, SEC -37D y SEC -38D.

En cuanto al manejo de agua de formacin en los campos Shuara, Secoya y Pichincha no existen problemas debido a que se tiene 6 pozos reinyectores como se indica en la tabla 1.5; evitando as la contaminacin del medio ambiente.

TABLA 1.5 POZOS REINYECTORES EN LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA Y PICHINCHA. AGOSTO 2010

POZOS ARENA

AGUA AGUA REINYECTORES REINYECTADA BLS

PRODUCIDA BLS

SHU-01 RW HOLLIN 3963 12643 SHU -21 HOLLIN 8738 SEC-25 HOLLIN 2782 19188

SEC-01 RW HOLLIN 16692 PIC-01 RW HOLLIN 12696 14070

PIC-11 HOLLIN 1374 TOTAL 46245 45901

FUENTE: Campo Libertador- Sistema de Reinyeccin de Agua. Agosto 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

El estado actual de los pozos que se encuentran ubicados en los campos Shuara, Pichincha y Secoya de acuerdo a FORECAST Julio 2010 se muestran en la tabla 1.6

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TABLA 1.6 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS QUE SE ENCUENTRAN UBICADOS EN LOS CAMPOS SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA.

ESTACIN POZOS

PPS PPG CPS CPH CPG CA PR TOTAL SHUARA 11 1 8 4 0 4 2 30

PICHINCHA 7 0 6 1 1 0 2 17 SECOYA 24 1 7 2 1 1 2 38 TOTAL 42 2 21 7 2 5 6 85

FUENTE: FORECAST, Julio 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

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CAPITULO 2

EVALUACIN DE LA SITUACIN ACTUAL DEL SISTEMA DE PRODUCCIN POR GAS LIFT EN LAS

ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA

Las facilidades de superficie para la produccin por sistema Gas Lift de las estaciones Shuara, Secoya y Pichincha fueron instaladas hace aproximadamente 2 dcadas, sobrepasando su vida til (15 aos), adems la instrumentacin instalada no facilita el monitoreo y/o control adecuado de las variables de proceso, lo cual dificulta tener una operacin eficiente.

Cabe destacar que la infraestructura existente en las estaciones fueron diseadas y construidas bajo la base de produccin de crudo con un contenido de agua relativamente bajo (BSW

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2.1.1 ESTACIN SECOYA

En la estacin de produccin Secoya, existe un separador con una capacidad de 30.000 barriles, dos separadores de prueba con una capacidad de 5.000 y un separador de prueba con capacidad de 10.000 barriles, el petrleo proveniente de los separadores es transportado a un tanque de lavado de techo cnico con una capacidad de 24.354 barriles, el petrleo llega hacia un tanque de surgencia techo cnico con una capacidad de 32.540 barriles. La estacin Secoya, dispone de tres tanques Oleoducto (1, 2 y 3) con una capacidad operativa de 80.000 barriles cada uno, que almacena el petrleo enviado de las estaciones Secoya, Pichincha, Shuara, Shushuqui y Tetete, esta ltima, la produccin acumulada de Tapi, Tetete y Frontera. El crudo almacenado es conducido a la unidad LACT para ser enviado a la estacin central en Lago Agrio y posteriormente bombeado al S.O.T.E.

La unidad LACT es un conjunto de equipos diseado para una eficiente transferencia del crudo de aceptable calidad (BSW 0,1%), al oleoducto, manteniendo una adecuada medida y contabilidad. La estacin de produccin Secoya cuenta con una unidad LACT que posee dos medidores de desplazamiento positivo, cinco bombas tipo pistn (2 Quintuplex + 3 Triplex conectadas en paralelo) para la transferencia del crudo al oleoducto, dos bombas centrfugas (que sirve de bombas booster a las bombas de transferencia a oleoducto)

El gas captado (92.194 MPCS/M) en las estaciones Shuara y Pichincha es enviado a la estacin de produccin Secoya (Anteriormente la estacin Shushuqui tambin aportaba con gas captado a la estacin Secoya pero debido a que los pozos de gas lift fueron reemplazados, se encuentra fuera de operacin), que conjuntamente con el gas captado en la misma estacin Secoya, se emplea para la inyeccin en pozos con bombeo neumtico. Esta captacin se realiza en un rango de 30 35 psi y la presin de descarga vara

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de 1200 a 1500 psi. Aproximadamente 69.750 MPCS/M del gas es succionado por Petroindustrial y 26.598 MPCS/M es quemado. El gas que llega a las instalaciones de Petroindustrial, es procesado a fin de separar el CO2, vapor de agua y condensados que acompaan al gas de formacin, todos los condensados se almacenan y envan a Shushufindi para completar su proceso de refinacin. El gas residual (14.446 MPCS/M), producto de este proceso (gas seco), se utiliza como combustible en los generadores elctricos, compresores de la estacin Secoya y parte de este gas (1,5 MMPCS/D) es enviado hacia la Central de Generacin Elctrica Wartsila (Central de Generacin que aporta con 11 MW al sistema interconectado de EP-Petroecuador).

La tabla 2.1 muestra en detalle las instalaciones de superficie existentes en la estacin de produccin Secoya.

TABLA 2.1 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIN DE LA ESTACIN SECOYA

FACILIDADES DE PRODUCCIN TANQUES CANTIDAD

CAPACIDAD DIMETRO ALTURA TECHO

Bls Ft ft

SURGENCIA 1 32230 80 36 Cnico

OLEODUCTO 3

80000 120 40.30 Flotante

80000 120 40.12 Flotante

80000 120 42 Flotante

LAVADO 1 24354 70 36 Cnico

SEPARADORES

UNIDADES CAPACIDAD

Bls SEPARADOR DE PRODUCCION 30.000

SEPARADOR DE PRUEBA 10.000 SEPARADOR DE PRUEBA 5.000 SEPARADOR DE PRUEBA 5.000

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SISTEMA GAS LIFT

EQUIPO MOTOR COMPRESOR

MARCA RMP HP MARCA RPM PSI # 01 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500 # 02 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500 # 03 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500 # 04 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500 # 05 WHITE SUPERIOR 900 1408 WHITE SUPERIOR 450/900 1500

BOMBAS DE TRANSFERENCIA A OLEODUCTO DE LA UNIDAD LACT TIPO QUINTUPLEX TRIPLEX

CANTIDAD 2 3 NMERO 1 2 1 2 3 MARCA Worthington Worthington Worthington Worthington Worthington

MODELO VQE- H VQE- H VTE- H VTE- H VTE- H CAPACIDAD 660,8 [gpm] 660,8 [gpm] 442,6 [gpm] 442,6 [gpm] 399 [gpm] VELOCIDAD 212 [rpm] 212 [rpm] 237 [rpm] 237 [rpm] 214 [rpm] P.SUCCIN 40 [psi] 40 [psi] 40 [psi] 40 [psi] 40 [psi]

P. DESCARGA 1020 [psi] 1020 [psi] 705 [psi] 705 [psi] 900 [psi]

SISTEMA BOMBEO DE OLEODUCTO

EQUIPO MOTOR BOMBA REDUCTOR

MARCA HP MARCA GPM MARCA RED. BOMBA QUINTUPLEX # 1 OLEOD. # 01 Siemens 500 WORTH 660 VOITH 8.382:1 BOMBA QUINTUPLEX # 2 OLEOD. # 02 Siemens 500 WORTH 660 VOITH 8.382:1

BOMBA TRIPLEX # 1 OLEOD. # 03 General Electric 250 WORTH 442 VOITH 7,538:1 BOMBA TRIPLEX # 2 OLEOD. # 04 General Electric 250 WORTH 442 JIV 8,030:1 BOMBA TRIPLEX # 3 OLEOD. # 05 General Electric 250 WORTH 442 JIV 6,65:1

BOMBA TRIPLEX # 4 OLEOD. # 06 General Electric 250 WORTH 399 VOITH 8.379:1

SISTEMA COMPRESORES DE AIRE


MARCA MODELO MARCA MODELO COMPR. AIRE DE GAS LIFT # 01 U.S S/P* SULARI S/P COMPR. AIRE DE GAS LIFT # 02 J.DEERE 4024TF270 SULARI 02250138-105 COMPR. AIRE GENERADOR # 02 J.DEERE 4045DF150 SULARI S/P

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SISTEMA CONTRA INCENDIOS

EQUIPO MOTOR BOMBA

MARCA MODELO HP MARCA MODELO RPM GPM Contra Incendios

# 02 Agua DETROIT DDFP-T6FA 8401F 341 AURORA 648120 1770 2.000 Contra Incendios

# 01 Espuma DEUZ S/P 43,5 EMI 80-432 S/P S/P TANQUES

UNIDAD CAPACIDAD 2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 2.800 BLS 1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 2.300 GLS

S/P* Sin Placa FUENTE: Ingeniera en Petrleos; rea Libertador, Septiembre 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

2.1.2 ESTACIN SHUARA

La estacin Shuara cuenta con dos separadores de 20.000 barriles de capacidad cada uno, y un separador de prueba con una capacidad de 10.000 barriles. El petrleo proveniente de los separadores es transportado a un tanque de lavado con una capacidad de 11.541 barriles, finalmente el petrleo es almacenado en un tanque de surgencia techo cnico con una capacidad de 16.116 barriles, para luego ser enviado a la estacin de produccin Secoya (mediante la unidad de transferencia), de donde es bombeado a la estacin central en Lago Agrio.

Adems, en la estacin existe una unidad de captacin y compresin que aprovecha parte del gas captado del campo para enviar, al igual que la produccin de petrleo, a la estacin de produccin Secoya.

La tabla 2.2 muestra en detalle las instalaciones de superficie existentes en la estacin Shuara.

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TABLA 2.2 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIN DE LA ESTACIN SHUARA

FACILIDADES DE PRODUCCIN CANTIDAD UNIDAD CAPACIDAD

2 SEPARADOR DE PRODUCCIN 20.000 BLS 1 SEPARADOR DE PRUEBA 10.000 BLS 1 TANQUE DE LAVADO 11.541 BLS 1 TANQUE DE SURGENCIA 16.116 BLS 1 TANQUE DE DIESEL 3.000 GLS 5 MANIFOLDS MLTIPLES 5 POZOS C/U 4 BOMBA PARA INYECCIN DE QUMICOS -

SISTEMA BOMBAS DE TRANSFERENCIA

EQUIPO MOTOR BOMBA

MARCA HP MARCA Bomba de Transferencia 1 U.S. MOTORS 100 DURCO Bomba de Transferencia 2 U.S. MOTORS 100 DURCO

SISTEMA CAPTACIN GAS


MARCA RPM HP MARCA RPM PSI # 01 AJAX 270 / 300 360 AJAX 270 / 300 500 # 02 AJAX 270 / 300 360 AJAX 270 / 300 500

SISTEMA CONTRA INCENDIOS MOTOR BOMBA

MARCA MODELO RPM MODELO RPM GPM Contra Incendios # 01 DETROIT 288 AURORA 1750 2.000 Contra Incendios # 02 DETROIT 288 AURORA 1750 2.000

TANQUES CONTRA INCENDIOS UNIDAD CAPACIDAD

1 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 3.000 BLS 1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 2300 GLS

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SISTEMA AUXILIAR

EQUIPO MOTOR BOMBA MARCA HP TIPO MARCA

BOMBA SUMIDERO S/P* 5 ELCTRICO S/P COMPRESORES

EQUIPO MOTOR COMPRESOR MARCA HP TIPO MARCA

COMPRESOR AIRE # 1 GENERAL E. 20 ELCTRICO QUINCY COMPRESOR AIRE # 2 LISTER 29.5 MECNICO QUINCY

S/P* Sin Placa

FUENTE: Ingeniera en Petrleos; rea Libertador, Septiembre 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

2.1.3 ESTACIN PICHINCHA

La estacin Pichincha cuenta con tres separadores de produccin de 20.000 barriles de capacidad cada uno, y un separador de prueba con una capacidad de 10.000 barriles. El petrleo proveniente de los separadores es transportado a un tanque de lavado con una capacidad de 32.230 barriles, finalmente el petrleo es almacenado en un tanque de surgencia con una capacidad de 40.790 barriles, para luego ser enviado a la estacin de produccin bombeo Secoya mediante la unidad de transferencia.

La unidad de captacin existente en la estacin es favorecida con 5.115 MPCS/M (20,89% del gas de formacin) de gas utilizados como combustible, 18.600 MPCS/M (75,95% del gas de formacin) es comprimido y enviado directamente a la red de distribucin de alta presin de la estacin Secoya.

La tabla 2.3 muestra en detalle las instalaciones de superficie existentes en la estacin Pichincha.

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TABLA 2.3 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIN DE LA ESTACIN PICHINCHA.

FACILIDADES DE PRODUCCIN CANTIDAD UNIDAD CAPACIDAD

3 SEPARADOR DE PRODUCCIN 20000 BLS 1 SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS 1 TANQUE DE LAVADO 32230 BLS 1 TANQUE DE SURGENCIA 40790 BLS 1 TANQUE DE DIESEL 9000 BLS 4 MANIFOLD MLTIPLES 2 BOMBAS PARA INYECCIN DE QUMICOS

SISTEMA GAS LIFT


MARCA MODELO RPM HP MARCA MODELO RPM PSI # 01 WHITE SUPERIOR 16G825 900 1408 WHITE SUPERIOR MW / 64 450 / 900 1408

SISTEMA CAPTACIN GAS


MARCA MODELO RPM HP MARCA MODELO RPM PSI # 01 AJAX DPC - 360 250 / 400 360 AJAX DPC - 360 250 / 400 500 # 02 AJAX DPC - 360 250 / 400 360 AJAX DPC - 360 250 / 400 500

SISTEMA BOMBAS DE TRANSFERENCIA

EQUIPO MOTOR BOMBA

MARCA MODELO ARREGLO HP MARCA MODELO GPM # 03 (D) Caterpillar 3406 7C6843 250 GASSO 2652 94

SISTEMA CONTRA INCENDIOS

EQUIPO MOTOR BOMBA

MARCA HP TIPO MARCA GPM # 01 GENERAL ELECTRIC 150 ELCTRICO AURORA 1000 # 02 DETROIT 195 DIESEL AURORA 1000

TANQUES UNIDAD CAPACIDAD

2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 2000 BLS 1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 1000 GLS

24

SISTEMA COMPRESORES DE AIRE

EQUIPO MOTOR COMPRESOR MARCA MODELO HP MARCA MODELO

COMP.A # 01 AJAX G. ELECTRIC 5K256BC205 20 QUINCY 325 COMP.A # 01 SEP. G. ELECTRIC 5K213BC205A 7,5 QUINCY 325

FUENTE: Ingeniera en Petrleos; rea Libertador, Septiembre 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

2.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA GAS LIFT

La tabla 2.4 indica el total de horas de operacin a Septiembre 2010 y el nmero de horas despus de realizado el ltimo overhaul (reparacin por mantenimiento) en las distintas estaciones, los cuales proporcionan un indicativo del tiempo de servicio que tiene este sistema.

TABLA 2.4 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SECOYA Y PICHINCHA.

Estacin Unidad Descripcin

Horas Despus Ultimo

Overhaul

Horas Totales

operacin

SECOYA 1 COMPRESOR 1500 PSI 21.209 120.069

MOTOR 1504 HP 35.309 120.093


MOTOR 1504 HP 11.343 113.352


MOTOR 1504 HP 10.275 105.436


MOTOR 1504 HP 13.450 102.899


MOTOR 1335 HP 680 69.089

PICHINCHA 1 COMPRESOR 56.776 56.776

MOTOR 1504 HP 12.081 56.776

FUENTE: Unidad de Mantenimiento, rea Libertador EP-Petroecuador, Septiembre 2010

25

De la tabla 2.4 se puede observar que en la estacin Secoya existen cinco unidades de Gas Lift de las cuales, cuatro estn en stand by y un compresor operando en forma alternada, adems la nica unidad presente en la estacin Pichincha, se encuentra fuera de servicio, debido a que no existen pozos que utilicen levantamiento por gas, por lo que varios repuestos y partes de sta unidad se han empleado para habilitar y garantizar la disponibilidad de las unidades existentes en la estacin Secoya.

2.3 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA DE CAPTACIN DE GAS

El sistema de captacin de gas que actualmente posee EP-PETROECUADOR en las reas del Libertador, permite captar nicamente el gas asociado en las estaciones de produccin Pichincha, Shuara y Secoya con una presin aproximada de 20 - 30 PSI.

El total de horas de operacin a Septiembre 2010 y el nmero de horas despus de realizado el ltimo overhaul de la captacin de gas se muestra en la tabla 2.5, los cuales dan un indicativo del tiempo de servicio que tiene este sistema.

TABLA 2.5 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE CAPTACIN DE GAS EN LAS ESTACIONES PICHINCHA Y SHUARA.

Estaciones Unidad Descripcin

Horas Despus ltimo

Overhaul

Horas Totales

Operacin

PICHINCHA 1 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 107.159 107.159

PICHINCHA 2 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 85.922 85.922

SHUARA 1 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 29.292 89.974

SHUARA 2 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 87.142 87.142

FUENTE: Unidad de Mantenimiento D.A. EP-Petroecuador, Septiembre 2010

26

Existen dos unidades de captacin de gas en Shuara y dos en Pichincha, de las cuales en cada estacin operan una alternndose con la otra, cuyo volumen de captacin (83.049 MPCS/M) es enviado a la estacin Secoya para su utilizacin en las unidades de alta presin.

2.3.1 VOLUMENES DE GAS CAPTADO Y SU UTILIZACIN EN LAS ESTACIONES EN ESTUDIO

Los volmenes de gas captado y su utilizacin en las estaciones Shuara, Secoya y Pichincha se muestran en la tabla 2.6.

TABLA 2.6 CAPTACIN DE GAS EN LAS ESTACIONES SECOYA, PICHINCHA Y SHUARA

ESTACION PICHINCHA Acumulado

mensual MSCF/M

Promedio diario

MSCF/D Gas de formacin (producido) 24.490 790

Gas combustible 5.115 165

Gas captado (succin ajax) 18.600 600

Gas Quemado 775 25

ESTACION SECOYA Acumulado

mensual MSCF/M

Promedio diario

MSCF/D Gas de formacin (producido) 125.550 4.050

Gas de inyeccin (Secoya 04 ) 35.092 1.132

Gas captado (Pic + Shu) 92.194 2.974

Gas residual 14.446 466

Gas combustible 33.697 1.087

Succin compresores (gas lift) 137.237 4.427 Succin compresores PETROINDUSTRIAL 69.750 2.250

Gas Quemado 26.598 858

27

ESTACION SHUARA Acumulado

mensual MSCF/M

Promedio diario

MSCF/D Gas de formacin (producido) 51.088 1.648

Gas de inyeccin (Shuara 03) 34.069 1.099

Gas combustible 6.200 200

Gas captado (succin ajax) 73.594 2.374

Gas Quemado 5.363 173

FUENTE: Unidad de Produccin D.A. EP-Petroecuador, Julio 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

2.3.2 COMPONENTES PARA LA CAPTACIN DEL GAS

TABLA 2.7 COMPONENTES PARA LA CAPTACIN DEL GAS

FUENTE: Estudio de Pre factibilidad del Proyecto Utilizacin y Aprovechamiento del Gas Asociado para Generacin Elctrica en el Distrito Amaznico, Enero 2010

ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

2.3.2.1 Compresores

Son equipos que captan el gas a una determinada presin, comprimen y elevan la presin para que pueda ser transportado por medio de los gasoductos hacia las unidades de generacin o a la planta de tratamiento industrial Shushufindi.

COMPRESOR DECOMPRESORES DE PISTN CON PISTN CON ACCESORIOS DE

ACCIONAMIENTO ACCIONAMIENTO ENTRADA A CENTRALA GAS ELECTRICO ELECTRICO VLVULAS DE GENERACIN

SHUARA 1 1 0 1 1 1 0PICHINCHA 1 1 0 1 1 1 0SECOYA 0 1 1 1 1 1 1

GAS ASOCIADO

ESTACION GASODUCTOSPULMONES SISTEMA SISTEMA

EQUIPOS AUXILIARES

28

Los compresores captan el gas asociado proveniente de los separadores de produccin a partir de los 20 psi, y elevan la presin para transportar a la planta de tratamiento industrial Shushufindi a fin de obtener Gas Licuado de Petrleo (GLP).

2.3.2.2 Gasoductos

Comprende todo el sistema de tuberas necesario para transportar el gas desde las estaciones de produccin hacia el complejo industrial Shushufindi y las centrales de generacin.

2.3.2.3 Equipo Auxiliares

2.3.2.3.1 Pulmones

Son elementos que se usan para almacenamiento del gas, y para mantener un nivel de presin y continuidad de flujo.

2.3.2.3.2 Sistema elctrico auxiliar

Son equipos elctricos complementarios al sistema de captacin de gas tales como transformador reductor, arrancadores, entre otros.

2.3.2.3.3 Sistema de accesorios y fittings

Est compuesto por todo el sistema de tuberas, vlvulas, medidores de flujo, entre otros, que permiten acoplar y direccionar los nuevos tramos de gasoductos hacia los gasoductos ya existentes.

2.3.2.3.4 Accesorios de entrada central de generacin

Est compuesto por todo el sistema de: tuberas, vlvulas, medidores de flujo, etc, que permiten acoplar y direccionar el gas combustible hacia la central de generacin.

29

2.4 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA Y PICHINCHA

Los historiales de reacondicionamiento que se presentan corresponden a los pozos productores y cerrados de Gas Lift (Secoya 04, Shuara 03 y Secoya 20).

Cabe mencionar que el pozo cerrado de Gas Lift Secoya 06 no ser considerado para el estudio, debido a problemas de corrosin y deterioros severos en el casing de produccin de 7 se encuentra cerrado, y en cuya plataforma EP- PETROECUADOR a programado el perforar dos nuevos pozos para recuperar las reservas no drenadas por este: Secoya 39D y Secoya 40D (segn el cronograma de perforacin 2010 presentado por la Gerencia de Exploracin y Desarrollo, adjunto en el anexo 2).

La informacin de los historiales de reacondicionamiento abarca desde la fecha de completacin original de cada pozo hasta el mes de Julio del ao 2010.

2.4.1 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SECOYA

SECOYA - 04

COMPLETACION ORIGINAL: 16 DICIEMBRE 1980

PRUEBAS INICIALES:

PRUEBA ARENA INTERVALO T/P [hrs.] BPPD BSW API a PC

OBSERVACION [%] 60 F [psi] 17-dic-80 T 9180 - 9256 3 1713 0.2 33.9 525 17-dic-80 T 9180 - 9256 1 1176 0.2 33.9 560

18-dic-80 Ui 9046 - 9058 3 502 0.4 28.4 25-40 Flujo Intermitente

30

COMPLETACIN Y PRUEBAS:

- Toman registros de control de cemento GR CBL VDL CCL. Cemento bueno - Punzonan con can de 4 HIPERJET II el intervalo:

Arena UI 9046 9058 (12) A 4 DPP - Pistonean arena Ui. - Bajan can de 2 1/8 SACALLOP HYPERDOME + punzonan el intervalo:

Arena T 9180 9256 (76) A 4 DPP - Pozo fluye hasta desplazar oil del tubing correspondiente a prueba anterior. - Bajan completacin para Flujo Natural.

(W.O. # 01) (15-Febrero-88): Acidificacin por etapas a la arena Ts +

Ti para remover dao de formacin

- Sacan tubera de 3 1/2, existe presencia de corrosin en 20 tubos. - Realizan estimulacin matricial en Ts+ Ti - Pistonean recuperando 200 bls de fluido de tratamiento. - Bajan completacin para Flujo Natural.

PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW API METODO

ANTES 16-ene-88 Ts + i 1609 1 33.5 PPF

DESPUES 17-feb-88 Ts + i 3146 8 31.1 PPF

(W.O. # 02) (15-Febrero-93): Eliminar corte de agua realizando cementacin forzada en arena T

- Retiran cabezal, arman BOP, sacan completacin. - Pistonean arena T: NI = 600, NC = 197, TBR = 696, BSW = 95 %, NF = fluyendo. - Efectan prueba de produccin a T: BFPD = 1608, BSW = 55 %. - Efectan tratamiento para romper emulsin con 63 bls de JP-1 + 39 galones de

demulsificante. Cierran el pozo por 12 horas para accin del qumico. - Se abre el pozo, nuevamente pistonean: NI = 700, TBR = 93, NC = 36,

BSW=70%.

31

- El pozo fluye pero continua emulsionado: BFPD = 3480, BSW = 48 %. - Toman registros de produccin PLT. - Realizan squeeze en arena T con 100 sacos de cemento tipo G:

bls de lechada preparados = 24.5 de 15.6 LPG, bls a la formacin = 14, bls en el casing = 4, bls reversados = 6.5, Pcierre = 3400 psi a 1 BPM.

- Corren registros de control de cemento CBL y PET. - Repunzonan el intervalo:

Arena T 9180 9232 (52) a 4 DPP

- Pistonean arena T: NI = 1500, NC = 102, TBR = 308, BSW = 60 %, NF = fluyendo.

- Pozo fluye, evalan a flujo natural: BFPD = 960, BSW = 30-40 %, THE = 33. - Evalan arena T con bomba jet: BFPD = 1512, BRPD = 3010,

Salinidad = 11000 PPM Cl, BSWc = 35%, THE = 26 - Bajan completacin definitiva para producir por Bombeo Neumtico.

PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW METODO

ANTES 07-feb-93 T 983 35 PPH

ANTES 09-feb-93 Ui 624 60 PPH

DESPUES 11-mar-93 T 888 40 PPG

(W.O. # 03) (15-Marzo-96): Cambio de completacin por taponamiento con escala a 6200

- Desasientan empacaduras, sacan tubera, pozo fluye. - Realizan squeeze en arena T mezclando 100 sacos de cemento tipo G +

aditivos: bls preparados = 21 bls de lechada de 15.8 LPG, bls a la formacin =10, bls en el casing = 4, bls reversados = 7, Pcierre = 3600 psi.

- Corren los registros CBL, VDL, CCL, GR. Buen cemento. - Punzonan con can de 5 el intervalo:

Arena T 9252 9262 (10) A 4 DPP - Evalan arena T con bomba jetE8: TBR = 1257, BFPD = 1652, BSWf = 100 %,

Salinidad = 6900 PPM Cl, THE = 19 - Asientan CIBP a 9246. - Repunzonan los siguientes intervalos:

32

Arena T 9216 9232 (16) a 8 DPP

9232 9240 (8) a 4 DPP

- Evalan arena T con bomba jetE8 y elementos de presin: TBR = 577, BFPD = 1320, BSWf = 57 %, THE = 10

- Cierran el pozo por 12 horas para restauracin de presin. - Efectan prueba de inyectividad en arena T con 3500 psi a 1.1 BPM. - Realizan tratamiento anti-incrustante en arena T con 3500 psi a 0.5 BPM. - Cierran el pozo por 24 horas para accin de qumicos. - Bajan BHA definitivo para Gas Lift.


ANTES 05-feb-96 T 587 61 31 PPG

DESPUES 20-mar-96 T 820 48 31 PPG

(W.O. # 04) (06-Septiembre-97): Repunzonar arena T, Ui, evaluar con BUp. Bajar completacin de gas lift para producir de arena Ui

- Sacan BHA de produccin, packers salen sin 3 cuas de asentamiento, camisas con escala.

- Muelen CIBP a 9246. - Evalan arena T + Ui con bomba jet: BFPD = 1584, BSWf = 100 %,

Salinidad = 84 000 PPM Cl, THE = 33 - Corren registros RST - GR desde 9300 a 9000, se observa invasin de agua en

arena T intervalo 9170 9245 (75). - Con bomba jet evalan Ui sin xito, formacin no aporta. - Realizan prueba de admisin a Ui, formacin no admite. - Bajan CIBP a 9237. - Repunzonan los intervalos:

Arena T 9224 9231 (7) a 4 DPP

Arena Ui 9046 9058 (12) a 4 DPP

- Efectan prueba de admisin en T y Ui, no existe admisin. - Punzonan los siguientes intervalo:

33

Arena T 9182 9192 (10) a 6 DPP

Repunzonan los siguientes intervalos:

Arena T 9200 9212 (12) a 6 DPP

9224 9231 (7) a 6 DPP

Arena Ui 9046 9058 (10) a 6 DPP

- Realizan prueba de admisin a T con 3000 psi a 2.1 BPM, Ok. - Bajan bomba jetE8 evalan arena T con elementos de presin:

BFPD = 1512, BPPD = 363, BSWf = 76 %, THE = 8

- Cierran pozo por 16 horas para restauracin de presin. - Realizan prueba de admisin a Ui, formacin admite. - Evalan Ui con bomba jet: BFPD = 672, BPPD = 323, BSWf = 52 %,

Salinidad = 46 000 PPM Cl, THE= 18 - Bajan BHA de produccin para Gas Lift. -


ANTES 04-ago-97 T 186 85 30 PPG

DESPUES 22-sep-97 Ui 525 1 30 PPG

(W.O. # 05) (05-Febrero-98): Evaluar Ui. Bajar completacin para PPG

- Evalan arena Ui con bomba jetE8 a 8825: BFPD = 504, BPPD = 474, BSWf = 6%, TBR = 580, THE = 23

- Bajan completacin definitiva para producir con Gas Lift de arena Ui.


ANTES 28-Dic-97 Ui 160 83 30 PPG

DESPUES 18-Ene-98 Ui 733 0.1 30 PPG

(W.O. # 06) (05-Febrero-98): Cambio de completacin por desasentamiento de empacaduras

- Sacan BHA de produccin, empacaduras no hicieron sello.

34

- Bajan completacin definitiva de Gas Lift. PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW API METODO

ANTES 29-ene-98 Ui 145 90 30 PPG

DESPUES 18-feb-98 Ui 687 0.1 30 PPG

(W.O. # 07) (04-Noviembre-00): Cambio de completacin por posible tubera rota a 7066

- Controlan pozo + sacan BHA de produccin. - Bajan BHA de produccin de Gas Lift, cambian dos tubos rotos. Desarman BOP,

arman cabezal.


ANTES 28-Oct-00 Ui 372 1 30 PPG

DESPUES 09-dic-00 Ui 503 1.6 30 PPG

(W.O. # 08) (01-septiembre-02): Aislar arena T con tapn CIBP y cambio de BHA por camisa defectuosa.

- Realizan corte qumico a 8970. Sacan completacin de fondo con pesca, camisa de circulacin sale con un tapn y vlvula de gas lift.

- Asientan CIBP a 9115. - Bajan completacin de gas lift. -

PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW API MTODO

ANTES 14-Ago-02 Ui 98 15 30 PPG DESPUES 08-sep-02 Ui 143 30 30 PPG

(W.O. # 09) (03-Noviembre-05): Cambio de completacin por hueco en tubera.

- Sacan tubera 3 1/2" con BHA de gas lift. Salen 64 paradas en buen estado, el resto de tubera mala. Cuarto mandril sale con agujero.

- Bajan completacin de gas lift en tubera clase B.

35


ANTES 18-oct-05 Ui 232 18 30 PPG

DESPUES 10-nov-05 Ui 220 18 30 PPG

(W.O. # 10) (01-Junio-06): Cambio de completacin por dao en 2do, 3er y 4to mandril.

- Sacan completacin de produccin sin corrosin o escala. - Bajan completacin de gas lift similar a la anterior con packer FH en tubera de 3

clase B. - Finalizan operaciones el 01 de Junio del 2006 a las 06:00.


ANTES 27-may-06 Ui 64 16 30 PPG

DESPUES 25-jun-06 Ui 125 16 30 PPG

(W.O. # 11) (01-Jul-07): Cambio de completacin por dao en 3er mandril. Estimular y evaluar arena "Ui"

- Sacan completacin de Gas Lift en tubera de 3 1/2". - Bajan BHA de prueba. Asientan R-Matic a 8998', Prueban, OK. Realizan

tratamiento cido a "Ui" - Abren camisa a 8930'. Evalan arena "Ui" contra tanque bota en locacin:

TBR = 749, BFPD = 288, BPPD = 225, BSW = 22%, THE = 56,

SALINIDAD = 13100 PPM Cl

- Reversan Jet. Controlan Pozo. Sacan BHA de prueba. - Bajan completacin definitiva para Gas Lift hasta 9019'. - Realizan prueba de produccin de arena "UI" a la estacin:

TBR = 82, BFPD = 432, BSW = 100%, THE = 6

ARENA FECHA PC PSI BFPD BPPD BAPD Bsw

% API

Condensado Horas

Evaluadas OBSERVACIONES

"Ui" 08-jun-07 170 176 148 28 16 30 8 ANTES DE W.O. "Ui" 03-jul-07 100 240 77 163 68 30 24 DESPUES DE W.O.

36

(W.O. # 12) (19-Jun-09): Cambio de completacin de Gas-Lift por dao en 5 y 6 mandril

- Desasientan empacadura. Sacan completacin de Gas-lift en 3 1/2'' tbg. Tubo torcido @ 3900', Pines y cajas con presencia de corrosin. Mandril vlvula operadora con agujero de 1''.

- Bajan completacin de Gas-Lift hasta 9021'. - Realizan prueba de produccin de arena "Ui" con jet 10-I y MTU hacia la

estacin: TBR = 64, BFPD = 264, BSW = 100%, BIPD=1656, THE = 6.

PRUEBA ARENA FECHA PC PSI BFPD BPPD BAPD API

60 F OBSERVACIONES

ANTES Ui 30-may-09 140 98 67 19 32

DESPUES Ui 04-jul-09 150 180 104 76 40

2.4.2 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SHUARA

SHUARA - 03

COMPLETACION INICIAL: 08 JUNIO 81

PRUEBAS INICIALES:

PRUEBA ZONA INTERVALO T/P

BPPD BSW API

a 60 0F

Pc OBSERVACIN

[hrs] [%] [psi] 01-jun-81 Ui 9002-9016 3 1456 0.2 27 560 Estrangulador 06-jun-81 Ui 8964-8998 3 2068 0.2 26.6 100 9002-9016 07-jun-81 Us 8884-8898 4 2170 0.2 31.1 200 08-ago-81 T 9172-9182 2 1181 0.2 32.3 500 Estrangulador 08-ago-81 T 9172-9182 2 1575 0.2 32.3 500 Estrangulador 5/8

COMPLETACION Y PRUEBAS:

No existen registros de completacin y pruebas iniciales para el pozo SHU-03

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(W.O. # 01) (13-Mayo-86): Aislar entrada de agua en arena T con squeeze. Repunzonar T y evaluar, cambio de completacin de fondo.

- Realizan prueba de admisin se establece comunicacin entre Ui y Us, entre T y Ui no existe comunicacin.

- Punzonan los siguientes intervalos de T (9200 - 9202) (2), (9036 9038) (2) a 4 DPP para squeeze.

- Realizan squeeze a T. - Realizan cementacin forzada a Ui y Us. - Toman registros de cementacin. - Repunzonan el siguiente intervalo:

Arena T 9170 - 9178 (8) - Asientan CIBP a 9030. - Repunzonan el siguiente intervalo:

Arena Ui 8964 - 8972 (8) - Realizan prueba de produccin.

- Repunzonan el siguiente intervalo:

Arena Us 8884 - 8898 (14) - Realizan prueba contra tanque - Bajan completacin definitiva para producir a Flujo Natural.

PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API

ANTES 15-dic-85 Ui+s PPF 161 60 27.5

DESPUES 31-dic-86 Ui PPF 393 28 -

(W.O. # 02) (17-Julio-88): Bajar completacin para levantamiento artificial con Bombeo Hidrulico

- Sacan completacin para Flujo Natural. - Bajan completacin de fondo para producir por Bombeo Hidrulico.

38


ANTES 17-abr-88 Ui PPF 596 30 28.8

DESPUS 29-dic-88 Ui PPH 403 25 -

(W.O. # 03) (27-Enero-92): Cambio de completacin para Bombeo Neumtico

- Sacan completacin. - Asientan Ez-Drill a 8950. - Bajan completacin definitiva para producir por gas lift. -


ANTES 11-abr-91 Us PPH 130 20 27.4

DESPUS No hay reporte de pruebas

(W.O. # 04) (17-Agosto-92): Remover dao de formacin en arena Us

- Sacan tubera con completacin. - Efectan estimulacin a Us bombeando 73 bls de mezcla de cidos, continan

bombeando 17 bls de mezcla, forzan a la formacin con 13 bls de crudo limpio y 64 bls de agua.

- Bajan completacin para producir por Gas Lift.

PRUEBA FECHA ARENA MTODO BPPD BSW API ANTES No hay reporte de pruebas

DESPUS 20-oct-92 Us PPG 386 1.0 29.8

(W.O. # 05) (01-Febrero-94): Mantenimiento preventivo (Tubera en mal estado)

- Sacan Tubera poco corroda, presencia de escala. - Evalan Us con bomba jet y elementos de presin: Salinidad = 6000 PPM Cl,

TBR = 416, BFPD = 312, BSW = 25%, THE = 32. - Cierran pozo para restauracin de presin por 14 hrs. - Bajan completacin definitiva para producir por Gas Lift.

39

PRUEBA FECHA ARENA MTODO BPPD BSW API ANTES 27-dic-94 Us PPG 438 0.0 29.8

DESPUS 07-feb-94 Us PPG 229 10 29.8

(W.O. # 06) (13-Marzo -94): Cambio de 4to mandril, estimular formacin.

- Sacan tubera con BHA. . - Evalan Us con bomba jetD6 y elementos de presin: Salinidad = 5000 PPM Cl,

BFPD = 288, BSWf = 55%, TBR = 378 bls, THE = 31. - Cierran pozo para restauracin de presin. - Evalan Us con bomba jet9A: BFPD = 55, BSWc = 100%.. - Estimulan Us con solventes. - Evalan Us con bomba jet9A: BFPD = 333, BSWf = 26 %, Salinidad = 25000

PPM Cl. - Bajan completacin definitiva para producir por Gas Lift.

PRUEBA FECHA ARENA MTODO BPPD BSW API ANTES CERRADO

DESPUS 16-mar-94 Us PPG 299 0.3 29.8

(W.O. # 07) (23-Febrero-97): Cambio de completacin por obstruccin a 8118. Evaluar Us

- Sacan BHA, tubera sale con presencia de escala y corrosin. - Realizan prueba de inyectividad con 1000 psi, Ok. - Evalan Us con bomba jet10D: BFPD = 264, BSW = 100%, TBR = 515 bls, THE

= 36, Salinidad = 45 000 PPM Cl. - Repunzonan el siguiente intervalo.

Arena Us 8884 - 8898 (14) a 6 DPP - Punzonan el siguiente intervalo.

Arena BT 8236 - 8244 (8) a 8 DPP - Bajan completacin para producir pos Gas Lift.

40


ANTES 12-ene-97 Us PPG 395 0.0 27.0

DESPUS 11-mar-97 Us PPG 181 14.0 27.0

(W.O. # 08) (30-Julio-98): Cambio de completacin Gas Lift por posible hueco en tubera a 3500

- Sacan completacin de fondo. - Cambian algunos tubos por cuello en mal estado. - Bajan BHA de produccin para gas lift.


ANTES 09-Jul-98 Us PPG 178 0.0 27

DESPUS 10-Ago-98 Us PPG 508 0.0 27

(W.O. # 09) (12-Julio-02): Cambio de completacin por hueco en 2do mandril+ pescado de W/L

- Sacan tubera de produccin de Gas Lift. En camisa de arena "Us" sale incrustada herramienta de wireline.

- Bajan BHA definitivo de Gas Lift en tubera clase "A" hasta 8893'. Realizan prueba de admisin a la arena "Us" con 1200 psi y 1,6 BPM. W/L abre camisa de circulacin. Desplaza bomba Jet D -7 hasta 8142'. Realizan prueba de produccin: TBR = 253, BFPD = 624, BSWF = 100 %, THE= 10

Prueba Fecha Zonas Mtodo BPPD BSyA PFT PFM Observaciones ANTES 30-Jun-02 "Us" PPG 442 1 140 38

DESPUS 07-Ago-02 "Us" PPG 316 1.0 130 40

(W.O. # 10) (01-Enero-06): Cambio de completacin por comunicacin TBG-CSG

- Se realiza tubing punch de 8164 - 8165. Realiza corte qumico a 8160. Sacan tubera de 2 7/8" quebrando. Se recuperan 257 tubos de 2 7/8" con corrosin en la mayora de tubos.

41

- Bajan BHA de pesca hasta 8160'. Enganchan pescado. Desasientan packers a 8822' y 8180', sacan. Se recupera 100% de pescado.

- Bajan tubera de 2 7/8" EUE clase "B" con N0-GO y st/valve hasta 8794. Prueban con 3000 psi. Ok. Circulan en inversa. Sacan tubera en paradas.

- Bajan completacin definitiva para gas lift hasta 8896'. Realizan prueba de produccin de "Us" por 6 horas con Jet 9I a tanque bota en locacin: TBR = 40, BFPD=168, BSW= 100%, THE= 6

PRUEBA ARENA FECHA BFPD BPPD BSW % API Condensado OBSERVACIONES

ANTES Us 12-Dic-05 216 190 12 29 CON COMUNICACIN TBG-CSG DESPUS Us 10-Ene-06 278 245 12 29

(W.O. # 11) (20-Junio-07): Cambio de completacin por posible hueco, estimular arena "Us". Completar para PPG

- Sacan completacin de gas lift. - Realizan estimulacin matricial de la arena "Us" - Evalan arena "Us":

BFPD = 360 THE = 48 BSWf = 42% SALINIDAD = 30000 PPM BPPD = 209 TBR = 1056

- Bajan completacin definitiva para gas lift hasta 8881'. - Realizan prueba de produccin de la arena "Us" con unidad MTU hacia la

estacin: BFPD = 360 THE = 6 BSW f = 100 % TBR = 90

PRUEBA YACIMIENTO FECHA P.Cab PSI BFPD BPPD BAPD Salin PPM-CINa BSW %

ANTES " U SUPERIOR " 100 47 38 9 20

DESPUES " U SUPERIOR " 21-Jun-07 100 432 0 432 4600 100

42

2.4.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO PICHINCHA

SECOYA - 20

P R U E B A S I N I C I A L E S

FECHA ARENA INTERVALO BPPD BSW MET. NI NF

21-Ago-91 T 9203 9210 1135 1.2 PPF ---- ----

9215 9234

23-Ago-91 BT 8310 8319 0 100 Pistoneo 4000 2800

8324 8330 Salinidad = 65000 PPM Cl. BR = 307

Nota: BT queda con tapn balanceado

C O M P L E T A C I N O R I G I N A L

- Corren registro de CBL, VDL, CCL, GR, y PET. - Punzonan el siguiente intervalo:

Arena Ti : 9254 - 9258 (4)

- Realizan Squeeze a Ti - Realizan registro CBL, VDL, CCL, GR, y PET. - Punzonan el siguiente intervalo:

Arena Ti : 9203 - 9210 (7)

9215- 9234 (19)

- Evalan Ti a flujo natural con Bup BPPD = 1135 BFPD = 1149 BSW = 1.2%

- Punzonan: Arena BT 8310 -8319 (9)

8324- 9330 (6) @ 4 DPP

- Pistonean: NI=4000, NF=2800, NCT=99, SAL=65000 PPM Cl, TBR=307 - Realizan tapn balanceado a BT - Bajan BHA para producir por PPF

43

(W.O. # 01) (09-Enero-95): Cambio de completacion de fondo de flujo natural a bombeo neumtico

- Corren registro de inspeccin de Casing VS1-GR, Casing en buenas condiciones. - Evalan Ti con Bup: BFPD=1440, BPPD=893, BSW=38.0%, THE=25, SAL=6800

PPM Cl

PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC METODO

ANTES 03-Dic-94 Ti 293 34.0 CTK PPF

DESPUS 23-Ene-95 Ti 1240 30.0 200 PPG

(W.O. # 02) (10-Marzo-00): Aislar entrada de agua a Ti. Cambio de BHA por posible hueco en tuberia

- Sacan BHA de gas Lift. Tuberia sale con severa corrosin. - Bajan retenedor de cemento @ 9170. Prueban admisin @ Ti: 1.9 BPM con

3500 psi. Realizan cementacin forzada @ Ti: 16,5 bls a la formacin, 2,5 bls en cmara y 10 bls reversados.

- Bajan caones de 4 de alta penetracin @ punzonar los intervalos: Arena Ti 9230-9238 ( 8 ) @ 5 DPP

9203-9210 ( 7 ) @ 5 DPP

Arena Ui 9036-9048 (12) @ 5 DPP

- Evaluan Ti con bomba Jet E8: TBR= 3152, BFPD= 1584, BPPD= 143, BSWf= 91 %, Salin.= 6550 PPM Cl-, THE= 32.

- Evaluan Ui con bomba Jet E8: TBR= 445, BFPD= 1320, BSWf= 2 %, BPPD= 1294, THE= 8. Toman Bup por 16 hrs. Cartas, ok.

- Arman y bajan completacin para Gas Lift para producir de arena Ui.


ANTES 14-Dic-99 Ti 283 70.0 160 PPG

DESPUES 13-Mar-00 Ui 1058 00.0 220 PPG

44

(W.O. # 03) (27-Noviembre-02): Cambio de tipo de levantamiento artificial de PPG @ PPS

- Sacan BHA de gas Lift. Tuberia atrancndose. Recuperado 100%. - Bajan equipo BES: 2 BOMBAS GN-2100 ( 61+61 ) etapas; Motor 180 HP, 1354

Volt, 83 Amp. Realizan empate de cable @ 4400 - Desarman BOP. Instalan CSG Spool + Donald Reda y Quick conector. Arman

cabezal. - Realizan prueba de rotacin a equipo BES - Realizan prueba de produccin a la arena Ui por 7 horas a la estacin

TBR: 577, BFPD: 1968, BPPD: 787, BSW: 60%, Pc: 200 psi, Amp: 54, Volt: 1511, Hz: 60, PHD: 1062 psi


ANTES 20-Nov-02 Ui 569 1.0 160 PPG

DESPUES 28-Nov-02 Ui 1115 2.2 150 PPS

(W.O. # 04) (11-Septiembre-04): Reparar BES por fases a tierra

- Sacan equipo BES. Todo el equipo con giro suave y limpio, una fase con bajo aislamiento.

- Bajan BHA de evaluacin. Evalan arena Ui a tanque bota en locacin. TBR=2084, BFPD=406, BPPD=382, BSW=6%, SALINIDAD=25000 PPM CL, THE=66

- Reversan jet. Bajan elementos de presion. Toman prueba con Build Up: TBR=3549, BFPD=600, BPPD=552, BSW=8%, SALINIDAD=42400 PPM CL, THE=45

- Cierran pozo por 16 horas. - Reversan Jet. Recuperan elementos Pwf = 1080 psi, Pws = 1987 psi. Bajan jet.

Continan evaluando arena Ui: TBR=5977, BFPD=504, BPPD=459, BSW=9%, SALINIDAD=42400 PPM CL, THE=207

45

- Bajan completacin definitiva para Gas Lift en tubera B. Realizan prueba de produccin con jet de camisa de arena Ui:

TBR=195, BFPD=600, BPPD=42, BSW=93%, THE=8


ANTES 23-Ago-04 Ui BES off fases a tierra

DESPUES 21-Nov-04 Ui 533 12.0 180 PPG

(W.O. # 05) (12-Diciembre-05): Cambio de completacion por dao en tercer mandril y/o hueco en tuberia

- Sacan BHA de Gas Lift, tubera sale con presencia de corrosin. - Bajan BHA de limpieza Midiendo, Calibrando y Probando con 3000 psi cada 20

paradas hasta 9100. Detectan tubos con huecos @ 5940', 6820', 7160' y 8320'. Circulan @ 9100'. Limpian. Sacan quebrando tubera a los caballetes.

- Bajan tubera de 3 1/2" clase B punta libre Midiendo, calibrando y probando con 3000 psi c/20 paradas hasta 9000. Sacan.

- Bajan BHA de produccin para Gas Lift.


ANTES 09-Dic-05 Ui Inicia W.O. dao en tercer mandril

DESPUES 16-Dic-05 Ui 289 18 180 PPG

(W.O. # 06) (16-Julio-07): Punzonar y repunzonar arena Ui con TCP. Disear equipo BES

- Sacan completacin de Gas Lift, presenta corrosin, huecos @ 7150 y 7243, presencia de escala @ 7150 hasta 8360, 5to mandril @ 8294 con hueco.

- Bajan conjunto TCP. Punzonan los siguientes intervalos: Arena Ui: 9028 - 9032 (4) @ 5 DPP (Punzonan)

Arena Ui: 9036 - 9048 (12) @ 5 DPP (Repunzonan)

Pozo no fluye, soplo moderado

- Desplazan bomba Jet 9A. Evalan arena "Ui" al tanque

46

TBR = 924, BFPD = 528, BPPD=248, BSW = 53%, THE = 36

- Reversan Jet, bajan elementos. Desplazan Jet 9A. Continan evaluando arena "Ui"

TBR = 457, BFPD = 528, BPPD=312, BSW = 41%, THE = 21, con elementos

Cierran pozo por 16 Hrs para B'UP. Reversan Jet.

- Reversan Jet. Controlan pozo. Sacan conjunto TCP - Arman y bajan equipo BES FC-450 midiendo, calibrando y probando con 3000

PSI cada 20 paradas hasta 8866. - Retiran BOP. Arman cabezal. OK. Realizan prueba de produccin de Equipo BES

a arena " Ui ": TBR= 135, BFPD = 456, BSW = 100 %, PC = 120 PSI, Hz = 50, Amp = 18, 20, 20, Volt f/f= 2002, 1999, 2002, Pintake = 1714 PSI, TM=277F THE = 6.


ANTES 03-Jul-07 Comunicacin Tubing-Casing

DESPUES 27-Jul-07 Ui 303 18 140 PPS

(W.O. # 07) (07-Septiembre-07): Reparar BES

- Sacan equipo BES FC-450: Bomba atascada, presencia de arena. Separador de gas y Sellos giro normal. Motor y Sensor Centinel elctricamente Ok.

- Bajan BHA de evaluacin. Desplazan bomba Jet 9A. Evalan arena "Ui" al tanque TBR = 3095, BFPD = 432, BPPD=346, BSW = 20%, THE = 127

Nota: durante la evaluacin, al c/bomba nozzle se encuentra taponado con arena.

- Bajan completacin de fondo con 2 tubos ranurados, asientan packer a 8930. - Arman y bajan equipo BES FC-450 midiendo, calibrando y probando con 3000

PSI cada 20 paradas hasta 8713. - Retiran BOP. Arman cabezal. OK. Realizan prueba de produccin de Equipo BES

a arena " Ui ": BFPD = 480, BSW = 100 %, PC = 100 PSI, Hz = 52,Amp = 19, 21, 19 Volt f/f= 1881, 1882, 1879, P intake = 1960 PSI, THE = 6.

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ANTES 17-Ago-07 BES Atascada

DESPUES 15-Sep-07 Ui 165 18 180 PPS

(W.O. # 08) (07-Octubre-07): Reparar BES y bajar malla para control de arena

- Sacan BES. Bombas salen con giro trabado por presencia de arena y eje roto. - Bajan BHA de evaluacin. Evalan arena Ui contra tanque bota en locacin:

TBR = 833, BFPD = 504, BSW = 26%, BPPD = 373, THE = 31

- Bajan completacin de fondo con screen gravel pack. Evalan arena Ui contra tanque bota en locacin: TBR = 668, BFPD = 384, BSW = 26%, BPPD = 284, THE = 37

- Reversan Jet. Bajan elementos de presin. Continan evaluando Ui contra tanque bota en locacin: TBR = 1207, BFPD = 432, BSW = 28%, BPPD = 311, THE = 67 (30 con elementos)

- Reversan Jet. Recuperan elementos (Pwf= 850 psi). Continan evaluando Ui contra tanque bota en locacin: TBR = 1988, BFPD = 408, BSW = 26%, BPPD = 302, THE = 114

- Bajan BES FC-450, Prueban rotacin, ok. Realizan prueba de produccin de Ui con BES a la estacin: BFPD = 480, BSW=100%, HZ=50, AMP=38/43/44, PSI=1825


ANTES 18-Sep-07 Ui BES con eje roto DESPUES 08-Oct-07 Ui BES con fases desbalanceadas y fases a tierra

(W.O. # 09) (20-Octubre-07): Reparar BES

- Sacan BES Centrilift. Equipo sale: Giro del conjunto duro; Descarga condiciones externas ok; Bomba Upper: condicin externa, ok, giro, ok; Bomba Lower: condicin externa, ok, giro trabado, debido a posible presencia de arena en las

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etapas de la bomba; Separador de Gas en perfectas condiciones tanto en giro como su condicin externa; Sello Upper y Lower sale con el aceite dielctrico en perfectas condiciones. Motor elctricamente malo y mecnicamente en buenas condiciones; Sensor Centinel y cable, ok. Se recupera st. Valve en NOGO totalmente taponado con arena.

- Bajan BHA de evaluacin

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