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UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA PROGRAMA TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ EN POZOS

CON BOMBEO HIDRÁULICO -POWER OIL- EN EL CAMPO SACHA DE PETROPRODUCCIÓN

ELABORADO POR: ROBERTO CARLOS ANDRADE CORTEZ

ROSADELIA LOAIZA SILVA

DIRECTOR DE TESIS: ING. RAÚL BALDEÓN

QUITO 2004

CERTIFICADO DIRECTOR DE TESIS

Certifico que la presente Tesis fue realizada y revisada bajo mí

Supervisión

DECLARACIÓN EGRESADO

Declaramos que la presente tesis fue realizada por Roberto C. Andrade

Cortez y Rosadelia Loaiza Silva y nos hacemos responsables del

contenido y los datos de la misma.

Atentamente

DEDICATORIA

Dedico este trabajo a mi tío Pablito donde quiera que estés flaco

gracias por todo este título es para ti.

Roberto

Dedico este trabajo a mis Padres, hermanos y a toda mi familia gracias

por apoyarme siempre.

Rosadelia

AGRADECIMIENTO

Primeramente queremos agradecer a Dios por permitimos dar una paso

más en nuestras vidas, a nuestros Padres por su apoyo incondicional en

las buenas y en las malas ya que sin ellos no hubiéramos concluido una

etapa más en nuestras vidas, a la Universidad Tecnológica Equinoccial

por abrimos sus puertas y brindamos los conocimientos necesarios para

poder desarrollar nuestra carrera, a los docentes que trabajan en la

Universidad ya que gracias a que ellos compartieron sus conocimientos

y experiencias con nosotros nos guiaron a lo largo de nuestra carrera. Y

un agradecimiento muy especial al Ing. Raúl Baldeón y al Ing, Marcelo

Ninazunta que nos apoyaron y ayudaron para la realización de este

proyecto y a la empresa estatal Petroproducción por brindar todo el

apoyo necesario para facilitamos la información necesaria.

INDICE GENERAL

CONTENIDO PÁGINA

SUMARY 1

RESUMEN 2

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 3

1.1 OBJETIVOS 4

1.1.1 OBJETIVO GENERAL 4

1.1.2 OBJETIVO ESPECIFICO 4

1.2 IDEA A DEFENDER 4

1.3 VARIABLES 5

1.4 JUSTIFICACION 5

1.5 MARCO DE REFERENCIA 6

1.5.1 MARCO TEORICO 6

1.5.2 MARCO CONCEPTUAL 6

1.6 ASPECTO METÓDOLOGICO 8

1.6.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN 8

1.6.2 MÉTODO DE LA INVESTIGACIÓN 9

CAPÍTULO 2: SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 10

2.1 GENERALIDADES 10

2.2 BOMBEO HIDRÁULICO 11

2.2.1 INTRODUCCIÓN 11

2.2.2 TIPO DE BOMBAS 13

2.2.2.1 SISTEMA CON BOMBAS PISTON 13

2.2.2.2 SISTEMA CON BOMBAS JET 16

2.2.2.2.1 TIPO DE INYECCIÓN EN LAS BOMBAS JET 19

2.2.2.3 TIPOS DE SISTEMAS DE BOMBEO HIDRÁULICO 21

2.2.2.4 FACTORES QUE SE DEBEN CONSIDERAR PARA LA

IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO 22

2.3 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 23

2.3.1 INTRODUCCION 23

2.3.2 PROBLEMAS OPERACIONALES EN LA BES 25

2.4 BOMBEO NEUMÁTICO GAS Lift 26

2.4.1 INTODUCCIÓN 26

2.4.1.1 BOMBEO NEUMÁTICO CONTINUO 27

2.4.1.2 BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE 28

2.5 BOMBEO MECÁNICO 30


2.5.2 COMPONENTES DEL SISTEMA 31

CAPÍTULO 3: BOMBEO HIDRÁULICO POWER OIL 33

3.1 SISTEMA DE POWER OIL EN EL CAMPO SACHA 33

3.1.1 DESCRIPCIÓN 33

3.1.2 CAMPAMENTO 34

3.2 RED DE POWER OIL 36

3.2.1 RED DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ 36

3.2.2 CARACTERISTICAS DE DISEÑO 37

3.2.3 CARACTERISTICAS DE FUNCIONAMIENTO 38

3.2.4 PRINCIPALES PROBLEMAS DE OPERACIÓN 38

3.2.5 INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN 40

3.2.5.1 ESTACIÓN SACHA CENTRAL 41

3.2.5.2 ESTACIÓN SACHA SUR 42

3.2.5.3 ESTACIÓN SACHA NORTE-1 42

3.2.5.4 ESTACIÓN SACHA NORTE-2 43

3.2.5.5 MINIESTACIÓN POZO SACHA 36 43

3.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 44

3.4 SISTEMAS DE BOMBEO 46

3.4.1 SISTEMA CENTRÍFUGO 46

3.4.2 SISTEMA RECIPROCANTE 47

3.4.3 TURBO BOMBA 48

3.4.4 SISTEMA DE BOMBAS BOOSTER 49

3.5 TANQUES DE ALMACENAMIENTO 49

3.6 VALVULAS Y FITTINGS 50

3.6.1 VALVULAS 50

3.6.2 TIPOS DE VÁLVULAS 50

3.6.3 TIPO DE SERVICIO 51

3.6.4 DESCRIPCION DE LAS VÁLVULAS 51

3.6.4.1 VALVULA DE COMPUERTA 51

3.6.4.2 VALVULA DE BOLA 52

3.6.4.3 VALVULA DE MARIPOSA 53

3.6.4.4 VALVULA DE GLOBO 53

3.6.4.5 VALVULA DE AGUJA 54

3.6.4.6 VALVULA EN Y 54

3.6.4.7 VALVULA DE ANGULO 55

3.6.4.8 VALVULA DE RETENCION CHECK 56

3.7 SISTEMAS DE CONTROL 56

CAPÍTULO 4: OPERACIÓN Y PRODUCCIÓN 58

4.1 GENERALIDADES 58

4.2 PARAMETROS DE OPERACIÓN DE LA RED DE POWER OIL 58

4.3 PRODUCCIÓN ACTUAL 61

4.3.1 RATAS DE PRODUCCIÓN 62

4.3.2 PERDIDAS DE PRODUCCIÓN 67

4.3.2.1 ESTACION CENTRAL 67

4.3.2.2 ESTACION SUR 68

4.3.2.3 ESTACION NORTE-1 69

4.3.2.4 MINIESTACION DE APOYO (POZO SACHA 36) 70

4.3.3 DECLINACION DE PRODUCCIÓN 72

4.4 PRODUCCIÓN ESPERADA 73

4.4.1 INYECCION ADICIONAL DE FLUIDO MOTRIZ 73

CAPÍTULO 5: PROYECTO DE MEJORAMIENTO DE LA

RED DE POWER OIL 76

5.1 ASPECTOS GENERALES 76

5.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA UNIDAD DE POWER OIL 78


5.2.2 TIPOS DE EQUIPOS 79

5.2.3 POTENCIA Y CARGA 80

5.2.3.1 POTENCIA 80

5.2.3.2 CARGA 80

5.2.4 VIBRACIONES 81

5.2.5 BASE (SKID) 81

5.2.6 SISTEMAS DE CONTROL Y SUPERVISIÓN DE LA

UNIDAD DE POWER OIL 81

5.2.6.1 SISTEMAS DE CONTROL 81

5.2.6.2 SISTEMAS SUPERVISORIO 83

5.2.7 SISTEMA DE CONTROL Y SUPERVISORIO DE LAS

VÁLVULAS DE SEGURIDAD 85

5.2.7.1 SISTEMA DE CONTROL 85

5.2.7.2 SISTEMA SUPERVISORIO 85

5.2.7.3 CARACTERISTICAS DEL PROCESO PARA

EL DIMENSIONAMIENTO DE LAS VÁLVULAS DE

CONTROL Y MANUALES 86

5.2.7.4 ADICIONALES 87

5.3 HERRAMIENTAS Y REPUESTOS 87

5.4 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 88

5.5 AMPLIACIÓN DE LAS CASA DE MÁQUINAS 88

5.5.1 UBICACIÓN 88

5.5.2 PLATAFORMA Y CUBIERTA 89

5.6 SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN MEDIO AMBIENTAL 90

5.7 PRUEBAS DE TRABAJO 90

5.7.1 MOTOR ELÉCTRICO 90

5.7.2 BOMBA 91

5.8 DETALLE DE EQUIPOS Y VALVULERIA Y ACCESORIOS 92

5.9 DOCUMENTACIÓN Y CERTIFICACIONES 93

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 94

6.1 CONCLUSIONES 94

6.2 RECOMENDACIONES 96

ANEXOS 98

INDICE DE FIGURAS Y GRÁFICOS

CONTENIDO PÁGINA FIGURA 1 12

FIGURA 2 14

FIGURA 3 17

FIGURA 4 24

FIGURA 5 27

FIGURA 6 31

FIGURA 7 35

FIGURA 8 36

FIGURA 9 45

FIGURA 10 47

FIGURA 11 48

FIGURA 12 52

FIGURA 13 52

FIGURA 14 53

FIGURA 15 54

FIGURA 16 55

FIGURA 17 55

FIGURA 18 56

GRÁFICO 1 62

GRÁFICO 2 67

GRÁFICO 3 72

GRÁFICO 4 72

INDICE DE TABLAS

CONTENIDO PÁGINA TABLA 1 20

TABLA 2 34

TABLA 3 59

TABLA 4 60

TABLA 5 61

TABLA 6 61

TABLA 7 62

TABLA 8 63

TABLA 9 65

TABLA 10 66

TABLA 11 66

TABLA 12 71

TABLA 13 73

TABLA 14 74

SUMMARY

The present work was earned out with the purpose of applying the knowledge

acquired in the course of the career of Technology in Petroleums. In such a sense the

current situation is analyzed in the Field Sacha in the process of injection of motive

fluid and about a possible solution for the improvement of the same one.

At the moment uncertainty has been generated in this supply by the lack of injection

units in reservation, has not been possible to give an appropriate maintenance to

these units and therefore they have left damaging gradually. In turn the bad quality of

the maintenance has been caused by the lack of original reserves that you/they need

the injection units and for that the team is at the present time outside of technical

specifications.

The production losses generated in the last years by the bad operation of the

superficial teams of injection have generated very big economic losses those which

easily would justify the realization of this project.

2

RESUMEN

El presente trabajo fue realizado con el fin de aplicar los conocimientos adquiridos

en el transcurso de la carrera de Tecnología en Petróleos. En tal sentido se analiza la

situación actual en el Campo Sacha en el proceso de inyección de fluido motriz y se

plantea una posible solución para el mejoramiento del mismo.

Actualmente se ha generado inestabilidad en dicho suministro por la falta de

unidades de inyección en reserva, ya que no se ha podido dar un mantenimiento

adecuado a estas unidades y por lo tanto se han ido dañando paulatinamente. A su

vez la mala calidad del mantenimiento ha sido provocada por la falta de repuestos

originales que necesitan las unidades de inyección y por que el equipo se encuentra

en la actualidad fuera de especificaciones técnicas.

Las pérdidas económicas generadas en los últimos años por el mal funcionamiento

de los equipos superficiales de inyección han generado pérdidas de producción y

lógicamente económicas muy grandes las cuales fácilmente justificarían la

realización de este proyecto.

3

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN

Los sistemas de levantamiento artificial son empleados cuando el pozo no puede

producir por sí solo; es decir, carece de la presión suficiente en el yacimiento para

que el petróleo pueda llegar hasta superficie y ser bombeado hasta las estaciones de

producción.

La presente investigación pretende aplicar los conocimientos adquiridos de los

sistemas de levantamiento artificial en los campos pertenecientes a

PETROPRODUCCIÓN.

El método óptimo utilizado para el proceso de producción de petróleo en el campo

Sacha es el sistema de bombeo hidráulico o Power Oil.

Sin embargo, con la infraestructura actual de la red hidráulica y sistemas de

inyección, es imposible mantener la rata de producción diaria de crudo porque los

sistemas de bombeo -que ya han cumplido su ciclo de vida útil- son insuficientes en

la actualidad y no pueden mantener la energía necesaria en la red para la inyección

óptima de fluido motriz y el consiguiente levantamiento del petróleo desde el

yacimiento a la superficie. Así, el Sistema de Levantamiento Artificial por Power Oil

en el Campo Sacha, desde hace mucho tiempo se ha convertido en uno de los

sistemas de producción de petróleo más inestables del Distrito Amazónico.

En tal virtud, para obtener un confiable y constante suministro de fluido motriz a la

red hidráulica, existe la necesidad urgente de presurizar ésta a niveles óptimos

mediante la sustitución o instalación de nuevas unidades de bombeo.

4

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Mantener un excedente de presión en la red hidráulica para una producción constante

de petróleo.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

Determinar las facilidades de producción del sistema óptimo.

Mejorar el sistema de inyección de fluido motriz a los pozos con bombeo

hidráulico en el Campo Sacha.

Evitar pérdidas de producción de crudo.

Mantener un excedente de fluido motriz para incrementar la producción de

petróleo en caso de ser necesario.

1.2 HIPOTESIS

Si se determina las partes a implementar y el funcionamiento de las mismas en el

sistema alternativo para mejorar la producción en el Campo Sacha, se podrá

disminuir las perdidas de presión y caudal al momento de inyectar el fluido motriz en

los pozos que utilizan el sistema de levantamiento artificial de bombeo Hidráulico.

5

1.3 VARIABLES

1.3.1 Variable Independiente:

Inyección de fluido motriz

1.3.2 Variable Dependiente:

La producción de petróleo

1.4 JUSTIFICACIÓN

La presente investigación tiene mucha importancia debido a que los sistemas de

producción de petróleo no pueden ni deben paralizarse en ningún momento. La falta

de petróleo implica una gran pérdida económica para el país pues éste refleja su

presupuesto basado en producción y venta de hidrocarburos al exterior y de

derivados al interior. La optimización de la Red Hidráulica de Power Oil del Campo

Sacha incrementará el presupuesto general del Estado en más de tres millones de

dólares al año.1

En la presente investigación se tomará como referencia el Campo Sacha y su red

hidráulica. Para la realización de dicho tema contamos con la ayuda de los ingenieros

Fausto Jara, Luis Aguirre y Marcelo Ninazunta, técnicos de la empresa estatal

PETROPRODUCCIÖN.

1 Proyecto de Repontenciación de la red de Power Oil del Campo Sacha. Ing. Marcelo Ninazunta

6

1.5 MARCO DE REFERENCIA

1.5.1 MARCO TEORICO

La ley de Pascal dice “La presión aplicada sobre cualquier punto de un liquido

contenido se transmite con igual intensidad, a cada porción del fluido y a las paredes

de cada recipiente que lo contiene”2

“El bombeo hidráulico no es mas que la inyección de un fluido previamente tratado

al que se denominará FLUIDO MOTRIZ en los pozos que utilicen el sistema de

levantamiento artificial del bombeo hidráulico” 3

Se utilizarán las leyes de Newton aplicadas al movimiento de los fluidos y paquetes

computacionales relativos a redes hidráulicas. 4

1.5.2 MARCO CONCEPTUAL

Bombeo hidráulico o Power Oil, es un sistema de levantamiento artificial que se

basa en la inyección de un fluido previamente tratado para ayudar al petróleo llegar a

superficie. 5

2 Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Marco Corrales 3 Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Marcelo Ninazunta 4 Mecánica de los fluidos, Streeter & Wylie. Manual del Ingeniero Mecánico de Marks. Software de aplicaciones hidráulicas. Varios Autores

7

Fluido motriz, es un fluido previamente tratado para ser inyectado en el pozo

generalmente es petróleo con un bajo contenido de agua. 5

Red hidráulica, es un sistema de tuberías interconectadas entre sí de tal manera que

sus ramificaciones se unen a través de una línea principal o troncal.5

Sistema de Bombeo, es un elemento mecánico (bomba centrífuga, bomba

reciprocante) accionado por una unidad motriz (turbina a gas, motor de combustión

interna, motor eléctrico) para incrementar la energía de un fluido. Este elemento

mecánico se acopla a la unidad motriz directamente o a través de un incrementador o

reductor de velocidad.5

Reacondicionamiento (workover), proceso en el cual se reingresa a un pozo de

producción finalizado y se realiza cualquier limpieza, reparación y mantenimiento

necesario.5

GOR, relación gas-petróleo. Volumen de gas producido por cada unidad de volumen

de petróleo medido a condiciones estándar de presión y temperatura.5

Bomba Centrífuga, multi-etapas para logra altas presiones de descarga.5

Bomba Reciprocante, de pistones o plungers para levantar altas presiones de

descarga.5

8

Motor de Combustión interna, unidad motriz que mueve la bomba centrífuga y

reciprocante. Estos motores pueden operar a gas, crudo, diesel o una mezcla de

ellos.5

Turbina, unidad motriz de alta velocidad que impulsa bombas centrífugas de altas

velocidades para descargar grandes presiones. Pueden trabajar las turbinas a gas o

diesel.5

Tanque de reposo, es donde se almacena el fluido motriz previamente tratado el

cual tiene una altura mínima de 14 ft (pies).5

Remoción de sólidos, el cual sirve para extraer partes sólidas contenidas en el fluido

motriz como son las parafinas o las arenas.5

1.6 ASPECTO METODOLÓGICO

1.6.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN

DESCRIPTIVA.- Para el mejoramiento en la producción en el Campo Sacha Sur se

va ha implementar un sistema óptimo (alternativo) el cual consta de una

infraestructura compuesta de una serie de equipos y facilidades de producción que

van a ayudar al mejoramiento de la inyección de fluido motriz.

5 Apuntes de levantamiento artificial

9

1.6.2 METODO DE LA INVESTIGACIÓN

OBSERVACIONAL.- La declinación de producción en el Campo Sacha será el

motivo de nuestra investigación y las mejoras que esta tiene con la implementación

del sistema alternativo, para lo cual realizaremos visitas a dicho campo para

complementar la presente investigación.

10

CAPITULO 2: SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

2.1 GENERALIDADES

Luego de haber realizado la perforación, debido a la presión del agua, de los gases

acumulados sobre la superficie del petróleo y de los propios gases del petróleo, el

mineral fluye naturalmente hacia la superficie a lo que se denomina flujo natural.

En la mayoría de los casos este flujo natural decrece y el pozo deja de producir; es

decir, cuando la presión de fondo fluyente no supera la presión ejercida por la

columna de fluido.

Se aplican entonces métodos artificiales para seguir produciendo el pozo tales como:

a. Bombeo Hidráulico.- Las cuales consiste en bombas accionadas en forma

hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido

motriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una

estación central. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio

mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.

b. Bombeo Electro Sumergible.- Es una bomba de varios impulsores o también

llamados impelers montados axialmente en un eje vertical unido a un motor

eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un

cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear

grandes volúmenes de fluidos.

c. Gas lift.- Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la

columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se

hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y

11

cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a

aplicar antes de que la producción natural cese completamente.

d. Bombeo Mecánico.- El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos

según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta

2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste

en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada

por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por

un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de

vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de

una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a

7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del

cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de

bombeo.

2.2 BOMBEO HIDRÁULICO

2.2.1 INTRODUCCIÓN.

El propósito del bombeo hidráulico es mantener una presión de fondo adecuada de

tal manera que el flujo de fluidos en el pozo sea suficiente para llegar a la superficie.

El principio que gobierna éste sistema es la hidráulica clásica: se basa en la ley de

Pascal. Esta ley indica que si se ejerce determinada presión sobre la superficie de un

fluido contenido en un recipiente, ésta se transmite a todas las superficies del mismo

con igual intensidad. Este principio aplicado al bombeo de pozos de petróleo hace

12

posible transmitir energía hidráulica -a través del flujo de un fluido presurizado en

una tubería- desde un punto central a cualquier número de pozos y bombas ubicadas

en el fondo del reservorio.

En sistemas hidráulicos y redes de tuberías, a éste fluido presurizado se le denomina

“fluido motriz de fuerza o de poder” el mismo que puede ser agua o petróleo, cuya

elección depende del abastecimiento, factores económicos y de tipo ambiental. El

fluido motriz ha ser utilizado debe ser completamente limpio; para esto se requiere

un minucioso control operacional en su tratamiento.

El bombeo hidráulico utilizas bombas fijas -tipo pistón- y bombas libres –tipo jet-,

siendo el sistema de bombas libres, el más económico porque elimina costos de

reacondicionamiento en la extracción de la bomba. La figura 1 muestra el sistema de

bombeo hidráulico.

Figura 1. Sistema de bombeo hidráulico

Elaborado por: R. Andrade y R. Loaiza Fuente: Petroproducción

13

2.2.2 TIPOS DE BOMBAS.

Se clasifican en, dependiendo del tipo de instalación de subsuelo, bombas de pistón y

bombas jet.

2.2.2.1 SISTEMA CON BOMBA DE PISTÓN

La parte superior de esta unidad consiste en un motor hidráulico de pistón alternativo

de doble efecto que es impulsado por el petróleo motriz. La acción del pistón se

controla automáticamente mediante una válvula que dirige el petróleo motriz

alternativamente hacia un la do del motor y luego hacia el otro; mientras admite

petróleo motriz en un lado del cilindro del motor, la válvula permite el escape del

utilizado en el otro lado, el petróleo motriz descargado fluye nuevamente hacia la

superficie conjuntamente con el petróleo de la formación.

La figura 2 es un dibujo esquemático de la bomba hidráulica de pistón kobe, que

muestra a la válvula de distribución en las posiciones de carrera ascendente y

descendente.

14

Figura 2. Bomba hidráulica tipo pistón


La parte inferior de esta unidad, consiste de un pistón de doble efecto, con válvulas

tipo bola en cada extremo. El fluido de la formación entra en la unidad por la parte

inferior y se dirige hacia un lado del cilindro de la bomba, mientras se descarga el

contenido del otro.

El pistón del motor hidráulico y el pistón de bombeo están conectados por el vástago

intermedio y son solidarios. El diseño del vástago de la válvula es tal que permite

que el petróleo motriz actúe sobre la válvula de distribución cuando el pistón está

cerca del final de su carrera. El vástago inferior, lo mismo que los otros vástagos, son

huecos; de tal manera que equilibra la presión del petróleo motriz en ambos extremos

15

del conjunto vástago y pistones. Los pistones están también perforados, de modo que

las paredes del cilindro del motor y de la bomba se lubrican con petróleo motriz, por

esta razón la importancia primordial de tener un petróleo motriz completamente

limpio.

Las bombas hidráulicas de pistón están constituidas por aproximadamente 74 partes

o ítems sujetos a desgaste y son aplicables en pozos con producciones medianas y

altas, con bajas presiones de fondo, pero debe tenerse mucho cuidado en pozos con

alta relación gas-petróleo (GOR), o con presencia de escala o arena.

VENTAJAS

- Este método tiene la capacidad de levantar un mayor caudal de

producción de grandes profundidades.

- Se aplica en pozos desviados o direccionales.

- Las instalaciones pueden ser centralizadas.

- Pueden recuperar y desplazarse estas bombas de la cavidad con mayor

facilidad.

- Se obtiene fácilmente niveles de fluidos estáticos, dinámicos y presiones

de fondo fluyente.

- El método de extracción puede variar fácilmente mediante una simple

operación de válvulas.

- Es adecuado para el bombeo de crudos pesados al formarse la mezcla con

el fluido motriz.

16

DESVENTAJAS

- El método no es aconsejable en pozos con gas en altas proporciones –alto

GOR- por su efecto en el rendimiento volumétrico,

- El costo operacional y el mantenimiento de las bombas es demasiado alto.

- Gastos operativos altos en mantener el fluido motriz completamente

limpio.

- Mayor seguridad a presiones altas del sistema.

- Problemas generales de presencia de escalas, corrosión, arena,

sedimentos, parafinas.

2.2.2.2 SISTEMA CON BOMBA JET

Las características más importantes de esta bomba son: no tiene partes móviles, la

acción de bombeo esta dada por la transferencia de energía que existe entre las dos

corrientes de fluido y el fluido motriz a alta presión pasa a través del nozzle donde la

energía potencial es convertida en energía cinética en la forma de fluido a gran

velocidad. Ver figura 3.

17

Figura 3. Bomba hidráulica tipo jet


Como la bomba Jet no tiene partes móviles, estas no tienen un acabado superficial

fino y toleran en un mayor rango los sólidos en suspensión y la corrosión del los

18

fluidos del pozo. La garganta y el nozzle son construidos de carburo de Tungsteno o

de materiales cerámicos.

Volúmenes significativos de gas libre pueden ser manejados sin problemas con este

tipo de bombas respecto a las de desplazamiento positivo –pistón- por el golpeteo y

vibración que se generan en esta última.

Estas bombas son ideales para usar con medidores de presión y monitorear las

presiones de fondo fluyente a diferentes tasas de flujo; también son recomendables

para pozos nuevos con altos contenidos de sólidos ya que las partículas sólidas

abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet.

Este tipo de bombas trabajan a una presión de operación de alrededor 3500 psi para

alcanzar eficiencia y volúmenes de fluido máximos. Con diferentes medidas de

nozzle y gargantas, van desde menos de 50 BFPD hasta mas de 12000 BFPD.

El principal beneficio de usar estas bombas es su bajo costo de mantenimiento ya que

no contiene partes móviles y su duración es mayor a las otras.

Los parámetros que caracterizan el funcionamiento de una bomba hidráulica jet son:

A. Caudal del fluido motriz

B. Caudal del fluido de producción

C. Presión del fluido motriz al entrar en la boquilla

D. Presión del fluido de producción a la entrada de la bomba

E. Presión de la mezcla a la salida de la bomba.

19

VENTAJAS.

- Se puede reparar las bombas jet en el campo.

- Produce altos volúmenes de producción dependiendo del tipo de nozzle y

garganta.

- Debido a la ausencia de partes móviles tolera en mayor grado fluidos de

formación y motriz abrasivos y corrosivos.

- Puede ser utilizada en pozos con problemas de escala, arena y alto GOR.

DESVENTAJAS.

- Necesita altas presiones de inyección y altas presiones de succión para

evitar la cavitación.

- No es recomendable utilizar estas bombas con altos contenidos de BSW

(se conífica rápidamente ).

- Necesita grandes cantidades de fluido motriz.

2.2.2.2.1 TIPOS DE INYECCIÓN EN LA BOMBA JET.

La bomba puede ser de inyección convencional o de reversa.

A. BOMBA DE INYECCIÓN CONVENCIONAL.

En la bomba de inyección convencional el fluido motriz (petróleo, agua o una mezcla

de ambos) es inyectado por el tubing y la producción e inyección retorna por el

20

anular casing-tubing. Para reversar la bomba la dirección del fluido motriz cambia:

se inyecta por el anular casing-tubing y retorna por el tubing a la superficie.

B. BOMBA DE INYECCIÓN REVERSA.

En la bomba de inyección reversa el fluido motriz es inyectado por el anular casing-

tubing y la producción retorna con la inyección por el tubing. Para recuperar la

bomba, se baja una unidad de wire line y se pesca la bomba

Tabla 1. Condiciones de Operación del Bombeo Hidráulico

# CONDICIONES LIMITANTE DE OPERACIÓN PISTO

N

JET

1 Baja presión de entrada a la bomba Si No

2 Mala calidad de fluido motriz No Si

3 Grandes volúmenes Bomba tipo E No Si

4 Alta relación Gas – petróleo (GOR) No Si

5 Alta corrosión No Si

6 Utilización de agua como fluido motriz No Si

7 Ahorro de Potencia (HP) en superficie Si No

8 Presencia de arena en la formación = Si

9 Presencia de parafina = =

10 Presencia de escala = =

11 Pozos profundos Si Si

12 Restricción de producción Si Si

13 Bajo costo de Operación No Si


21

2.2.2.3 TIPOS DE SISTEMAS DE BOMBEO HIDRÁULICO

Existen dos sistemas de bombeo hidráulico, el sistema de fluido motriz cerrado y el

abierto; los dos sistemas presentan sus ventajas y desventajas.

A. SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO.

En un sistema de fluido motriz cerrado no se permite que el fluido producido se

mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema. Además, se requiere una

sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo como en superficie: una para

transportar la producción hasta los tanques de almacenamiento y otra para que

retorne el fluido motriz que ya cumplió su función dentro del pozo hasta el tanque

respectivo para volverse a presurizar y recircular.

Es un sistema muy costoso y de complejo diseño, recomendable para cuando los

fluidos son extremadamente corrosivos y abrasivos.

Frecuentemente este sistema usa agua como fluido motriz porque es menos peligroso

y presenta menos problemas ecológicos que el petróleo a alta presión.

Preferentemente se usa un sistema cerrado en plataformas marinas y algunas

instalaciones industriales por requerirse de un tanque de almacenamiento de fluido

motriz pequeño.

22

B. SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO.

En un sistema abierto de fluido motriz, el fluido de operación se mezcla con el fluido

producido y regresa a la superficie en forma de mezcla.

Este sistema es el mas sencillo y económico. A más de las ventajas en economía del

sistema abierto, hay otras inherentes al mezclar el fluido motriz más el producido:

1. Es ideal para transportar aditivos químicos al fondo del pozo como los

inhibidores de corrosión que pueden alargarle la vida útil de los equipos de

subsuelo; además, los anti-emulsionante que son útiles dentro del pozo ya que los

fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro de el.

2. El fluido motriz actúa como diluyente cuando se mezcla con fluidos altamente

viscosos o muy corrosivos reduciendo hasta en un 50% la concentración de estos

últimos.

2.2.2.4 FACTORES QUE SE DEBEN CONSIDERAR PARA LA

IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

Cuando se diseña una estación de bombeo hidráulico se debe considerar si el sistema

es:

1. Abierto o Cerrado

2. Elegir la disposición / distribución de tubing de profundidad

3. Elegir una bomba adecuada para el tubing y para las condiciones del pozo

4. Centralizado o en sitio

5. Elegir el sistema de bombeo de superficie.

23

6. Diseñar el sistema de limpieza del fluido motriz .

2.3 BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE

2.3.1 INTRODUCCIÓN

Este método está caracterizado por su capacidad para levantar grandes volúmenes de

fluido, como también fluidos muy viscosos. Por otra parte, es evidente su limitación

a grandes profundidades y altas temperaturas sobretodo en los equipos y su

operación.

En el bombeo eléctrico la fuente de potencia es la electricidad, la bomba es

esencialmente una bomba centrifuga multi-etapa, cuyo eje va conectado

directamente, a través de una sección protectora, con un motor electro sumergible. El

conjunto íntegro forma una unidad de diámetro exterior tal que se puede bajar hasta

el fondo de los pozos, por dentro de la tubería de revestimiento.

Para funcionar, la unidad queda suspendida dentro de la tubería de producción,

sumergida en el fluido del pozo y conectada con la superficie mediante un cable que

le suministra energía al motor. La bomba y el motor se pueden instalar a determinada

profundidad, dependiendo del diseño del pozo. La figura 4 indica en detalle la

configuración de un sistema de bombeo electro sumergible.

24

Figura 4. Sistema de bombeo electro sumergible


VENTAJAS.

- Capacidad de levantamiento de altos volúmenes de fluidos de producción.

No obstante también es eficiente en pozos con bajas tasas de producción.

- Aplicables a pozos direccionales y horizontales.

- Costo de producción bajo para grandes volúmenes de producción.

25

DESVENTAJAS.

- La profundidad del pozo, la temperatura y calidad del crudo son limitantes

en la operación de este sistema

- La potencia del motor es limitante por el diámetro de la tubería de

revestimiento.

- Los problemas de corrosión, H2S, CO2 , sólidos, escala y alto porcentaje de

gas deben ser considerados para el diseño e instalación.

- Para unidades de gran potencia el costo de mantenimiento y operación es

alto.

2.3.2 PROBLEMAS OPERACIONALES EN EL BOMBEO ELECTRO

SUMERGIBLE.

Los problemas operacionales con mayor frecuencia de las BES. son :

- Taponamiento y remordimiento debido a la presencia de escala, arenas,

parafinas, como también por corrosión interna del equipo, las cuales limitan

la rotación de las bombas.

- Problemas mecánicos, como los ejes sueltos de la bomba, separadores,

etc.

- Problemas eléctricos, como equipos cortocircuitados (motores, cable).

26

2.4 BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT)

2.4.1 INTRODUCCIÓN

El bombeo neumático es un medio de levantamiento de fluidos desde el fondo del

pozo hasta la superficie por la inyección de gas a una presión relativamente alta; esto

hace que se aliviane la columna de crudo y salga el petróleo a superficie. El

funcionamiento es el siguiente:

En la tubería de producción se encuentra los mandriles –piezas mecánicas

perforadas- en los cuales van alojadas las válvulas debidamente espaciadas a cierta

profundidad y calibradas para que se abran a determinadas presiones; todo esto

debido a un riguroso diseño. El gas entra por el espacio anular para flujo tubular y

por la tubería de producción para flujo anular. En la figura 5 se observa el sistema de

bombeo neumático (gas lift).

27

Figura 5. Sistema de bombeo neumático (gas lift)


Las válvulas comienzan a abrirse desde arriba hacia abajo y conforme se va

alivianando la columna de fluido; se abre la válvula inferior y se cierra la superior

hasta llegar a la válvula operadora (punto de inyección), quedando solo abierta ésta

última mientras que las demás están cerradas. Esto se lleva a cabo por los dos

métodos siguientes:

2.4.1.1 BOMBEO NEUMÁTICO CONTÍNUO.

Este método consiste en introducir un volumen continuo de gas a alta presión para

alivianar la columna de fluido, causando que el pozo produzca el caudal deseado.

Para realizar esta acción, se usa una válvula en el punto de inyección más profundo

con la presión disponible del gas de inyección y una válvula reguladora en la

superficie.

28

Este método se usa en pozos con un alto índice de productividad y presión de fondo

relativamente alta. En estos pozos la producción puede estar en un rango de 200-

20000 BPD a través de tuberías de producción.

2.4.1.2 BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE.

Este método consiste en producir periódicamente determinado volumen de fluido de

producción impulsado por el gas que se inyecta a alta presión. Cuando la válvula se

abre, el fluido proveniente de la formación que ha estado acumulando dentro de la

tubería de producción, es expulsado al exterior en forma de bache o tapón. Después

que la válvula cierra, transcurre un período de inactividad aparente, en la cual la

formación productora continúa aportando fluido al pozo, hasta formar un

determinado volumen de producción en el que se inicia el otro ciclo.

El gas es inyectado a intervalos regulares, de tal manera que el ciclo es regulado para

que coincida con la relación de fluidos que está produciendo la formación hacia el

pozo. El bombeo intermitente es usado en pozos con volumen de fluido de

producción generalmente bajos o en pozos con las siguientes características:

• Para altos índices de productividad, en pozos con baja presión de fondo, columna

hidrostática del orden del 30% o menor en relación a la profundidad.

• Para bajos índices de productividad, en pozos con baja presión de fondo.

29

VENTAJAS.

- Flexibilidad para adaptarse a cualquier profundidad y tasa de producción.

- Facilidad de convertir un flujo contínuo a flujo intermitente.

- Eficiente en pozos con baja producción y alto GOR.

- Problemas operacionales mínimos con materiales abrasivos.

- Costo inicial del sistema bajo, si el campo es lo suficientemente grande y el

abastecimiento de gas tiene las condiciones de presión requerida.

DESVENTAJAS.

- No es recomendable aplicar esta técnica en campos pequeños, ya que se

necesita comprensores de la misma capacidad que para un campo grande, lo

que incide en el costo inicial del sistema.

- No es eficiente la inyección continua en pozos con una presión de fondo

fluyente baja debido a la excesiva cantidad de gas que se necesita para levantar

el líquido.

- La presencia de escalas o parafinas incrementan la contrapresión y reduce la

eficiencia del equipo.

- No debe ser utilizado para inyección de gas altamente corrosivo, ya que reduce

el tiempo de da de los equipos de superficie y subsuelo.

30

2.5 BOMBEO MECÁNICO

2.5.1 INTRODUCCIÓN

El sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico es el más antiguo y más

utilizado, debido principalmente a los bajos costos operativos, facilidad de

producción y bajo riesgo de derrames por ser una operación a baja presión.

Normalmente se emplea bombeo mecánico en la etapa final de producción de un

pozo y bajas profundidades.

En Ecuador, su aplicación se remonta desde los años cuarenta, en la explotación de

petróleo de los campos de la Península de Santa Elena, cuyos yacimientos son

someros (baja profundidad 2000-4000 pies). En 1989, se instalan los primeros

equipos en el Distrito Amazónico en el campo Bermejo (5000 pies de profundidad),

obteniendo buenos resultados.

En el año 1992, bajo circunstancias especiales, esto es, la disponibilidad de equipos

para la operación del campo Bermejo y el retraso en la implementación del sistema

de levantamiento por bombeo hidráulico en el campo Paraíso, se instalan tres

balancines en dicho campo, con resultados positivos. Posteriormente se instalaron

balancines en otros campos considerados marginales, es decir cuando los otros

métodos convencionales no han sido rentables. El sistema de bombeo mecánico se

implementó en Julio de1995 en el Campo Guanta. En la actualidad existen cuatro

balancines en este campo y dos en el Campo Lago Agrio. En la figura 6 se puede

observar el sistema de bombeo mecánico.

31

Figura 6. Sistema de bombeo mecánico


2.5.2 COMPONENTES DEL SISTEMA

El equipo de bombeo mecánico se puede clasificar en equipo de superficie y de

subsuelo.

Equipo de superficie:

1. Unidad de bombeo

2. Motor de la unidad

3. Cabezal del pozo

Equipo de subsuelo:

1. Tubería de producción

2. Cabillas o Varillas

3. Bomba de subsuelo

32

4. Ancla de gas

5. Ancla de tubería

El funcionamiento en conjunto de todos estos elementos constituye dicho sistema

utilizado para transmitir la energía adicional al pozo y transportar el fluido desde el

fondo hasta la superficie.

33

CAPÍTULO 3: BOMBEO HIDRÁULICO (POWER OIL)

3.1 SISTEMA DE POWER OIL DEL CAMPO SACHA

3.1.1 DESCRIPCIÓN

El campo Sacha esta ubicado en la provincia de Orellana, en la cuenca noroeste

oriente de la Región Amazónica. Dista 180 Km. en línea recta al Sur-Este de Quito.

Se encuentra delimitado al norte por las estructuras Palo Rojo y Eno, Ron y Vista, al

sur por los campos Culebra y Yulebra, al Oeste por los campos Pucuna, Paraíso,

Huachito y Coca-Payaminó, y al Este por los campos Shushufindi-Aguarico,

Limóncocha, Huamayacu y Pacay.

Tiene una longitud de 28.5 Km. y un ancho de 4 a 9 Km. (Al norte 2.7 Km., al centro

9.5 Km., y al sur 5 Km. de ancho). Cubre una área de 41000 acres y la trampa

hidrocarburifica es un anticlinal de dirección Norte-Sur de bajo relieve que tiene

una longitud de 32 Km. de largo por 6 de ancho con cierre estructural de 240´pies.

El campo fue descubierto por Texaco – Gulf en 1969, mediante la perforación del

pozo Sacha-1 el 21 de Enero de ese año. Según reportes del Área de Ingeniería, el

Campo Sacha esta siendo explorado a través de 104 pozos de los cuales 5 son de

flujo natural, 11 corresponden a bombeo electro-sumergible y 82 corresponden a

Bombeo Hidráulico. Existen 60 pozos cerrados, 11 pozos abandonados, 6 pozos

inyectores y 3 pozos re-inyectores.

34

En la Tabla 2, se encuentra la distribución por sistemas de levantamiento del número

de pozos en producción y la producción total del Campo Sacha.

Tabla 2. Distribución del número de pozos por sistema de levantamiento

SISTEMA NUMERO DE POZOS PRODUCCION OIL

(BPPD)

B. HIDRÁULICO 82 36189

B. ELÉCTRICO 11 4000

F. NATURAL 5 181

TOTAL 98 40370


3.1.2 CAMPAMENTO

La capacidad del campamento es de 100 personas y esta ubicado en la Estación

Sacha Central. Se accede a el por medio de una carretera de primer orden o por

medio de una avioneta Stall Pilatos Porter. El clima de la zona es calido húmedo, lo

cual es propicio para cultivos como el café o palmito, cuya cosecha es la principal

actividad del pueblo “La Joya de los Sachas” que se encuentra cerca del

campamento. Este es un pequeño poblado de alrededor de 6000 personas

provenientes principalmente de las provincias de Loja y El Oro. Ver figura 7 Mapa

General del Campo Sacha.

35

Figura 7. Mapa general del Campo Sacha

36

3.2 RED DE POWER OIL

3.2.1 RED DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ

La red hidráulica de alta presión es un sistema constituido por equipos motrices –

turbinas a gas y motores de combustión interna-, equipos de inyección de fluido

motriz a alta presión –bombas reciprocantes y bombas centrífugas-, bombas de

refuerzo o sistemas booster, válvulas y tuberías que tienen el fin de distribuir el

fluido motriz hacia los pozos. En la figura 8 se puede observar las facilidades de

producción necesarias para inyectar fluido motriz a los pozos.

Figura 8. Red de inyección de fluido motriz


Tienen una extensión aproximada de 120 Km de longitud, la instalación inicial fue

en el año 1976 y desde entonces ha sido modificada muchas veces. Dichas

37

modificaciones han tenido el objetivo de optimizar su funcionamiento, reemplazar

partes roscadas, instalar tuberías paralelas para aumentar la capacidad (loops) o

simplemente extender la red según las necesidades.

3.2.2 CARACTERISTICAS DE DISEÑO

Está conformada por tuberías de diámetros nominales de 8”, 6”, 4”, 3”, y 2” de

cédula mayor o igual a 120 ya que se maneja fluido a alta presión (3900 psi), aunque

existen algunos accesos a pozos de tubería cédula 80. La secuencia de tubería es

telescópica, esto quiere decir que los diámetros y espesores de los diferentes tramos

de la tubería se van reduciendo hasta llegar al pozo propiamente dicho: las pérdidas

de presión por fricción influye a que el volumen de fluido motriz transportado sea

menor a medida que es usado en pozos localizados en el recorrido de la línea de alta

presión. De manera general, esto es dependiente de los proyectos de perforación que

tenga un campo ya que si se prevé una gran actividad perforatoria y se pretende

mantener el sistema de bombeo hidráulico es mejor instalar líneas de mayor diámetro

hacia zonas más alejadas de las unidades de inyección.

Partiendo del principio de que a mayor área de flujo se tienen menos pérdidas de

presión por fricción, se han ido anexando desde su puesta en funcionamiento,

tuberías paralelas (loops) a las líneas principales de distribución con el fin de

aumentar al área de transporte de fluido motriz. Esto se ha dado a medida que se ha

incrementado el numero de pozos en el campo y consecuentemente la necesidad de

fluido motriz.

38

3.2.3 CARACTERISTICAS DE FUNCIONAMIENTO

La Estación Sacha Sur está conectada a la Estación Central por medio de un sistema

de tuberías paralelas que permiten reducir las pérdidas de presión por fricción, y que

a la vez estabilizan la presión en ese sector de la red y de manera similar, la Estación

Central está conectada a la Estación Norte 1, por medio de tramos de tuberías

paralelas. En el tramo de la Estación Sacha-36 a la Estación Norte 1 la red es un

tanto más simple ya que no existen muchos pozos. De está manera la presión en la

red tiende a ser estable entre estaciones.

Existe un tramo de 1000 m de tubería de 5 1/2” denominada ‘cuello de botella’

(tramo Pozo SACHA-19 a Pozo SACHA-78) que conecta la sección Sur con la

sección Norte de la red, y tiene la función de estabilizar la presión en el sistema. Esto

quiere decir que si la presión baja en la parte Norte, existirá un flujo de fluido motriz

hacia esta parte de la red, proveniente de la parte Sur. De la misma manera, si la

presión baja en la sección Sur, existirá un flujo de fluido motriz hacia esa parte de la

red proveniente de la parte Norte.

3.2.4 PRINCIPALES PROBLEMAS DE OPERACIÓN

• Existe una gran mezcla de tuberías a lo largo de toda la red. En algunos

sectores existen tramos de tuberías de perforación de 3 1/2” y un tramo de

casing de 5 1/2”, que si bien resisten la alta presión no tienen las condiciones

externas necesarias que les permitan soportar la corrosión.

39

• Cuando se necesita enterrar una tubería por la existencia de una zona poblada,

una entrada de vía, una entrada a una casa, etc. se requiere cubrir ésta con

cintas especiales para su protección; además, de preparar el terreno sobre el

que se va a enterrar la tubería. La preparación inadecuada de la tubería da

lugar a que ésta se deteriore, se corroa y pierda su capacidad de soportar las

altas presiones internas.

• En condiciones ideales de funcionamiento, el movimiento del fluido dentro

de la red produce vibración en la tubería ya que el flujo al interior de la

misma es turbulento. Desde luego esta vibración es aceptable mientras no

produzca daños a la tubería. Este efecto es aceptable en las cercanías de las

estaciones Norte-1 y Sur ya que las bombas de alta presión de fluido motriz

son centrifugas y por tanto el flujo de salida tiende a tener una vibración

uniforme. Ocurre todo lo contrario en los alrededores de la Estación Central

ya que la vibración generada por la descarga a pulsos del fluido motriz de las

bombas reciprocantes induce a que las tuberías de descarga del sistema vibren

y sufran un acelerado deterioro a pesar de los amortiguadores de oscilaciones

localizados a la salida de cada una de las bombas reciprocantes (unidades

Ajax). En todo caso, es indispensable mantener la presión de nitrógeno –

elemento necesario que amortigua el impacto de los pulsos de fluido a

presión- constante entre 2.000 a 3.000 psi, dado que el efecto pulsante sobre

las tuberías es intenso. Si a esto le adicionamos el problema de corrosión

anteriormente mencionado, se obtendrá una combinación peligrosa para la

estabilidad de la red.

• No ocurre lo mismo en las cercanías de la Estación Sacha-36 ya que si bien es

cierto, tanto las bombas como los amortiguadores de oscilaciones son los

40

mismos que los de la Estación Central, el número de bombas (2) y el volumen

de inyección no es grande y el efecto vibratorio se disipa más rápidamente.

• Si bien existe una inspección técnica constante para monitorear el estado

físico del espesor de la red de tuberías, este control no es confiable ya que no

se lo realiza en forma continua sino en forma puntual. Aun mas, no existe

mayor control de las partes enterradas de la red que son las que en caso de

rotura de la cinta protectora de la tubería, serían las áreas más expuestas a la

corrosión y rotura.

• La red se encuentra cubierta de maleza en gran porcentaje y esto intensifica

aún más la humedad que existe sobre la tubería (corrosión ácida externa); por

lo general, se tiende a desbrozar solo los tramos en los que se va ha realizar

trabajos de mantenimiento o los tramos en los que se toman medidas de

espesores cuando se realizan las inspecciones técnicas.

• Esto es particularmente grave si se tiene en cuenta que existe un gran

asentamiento poblacional a lo largo de la red. Generalmente los colonos no

respetan los derechos de vía de las líneas de flujo, no tienen conciencia de lo

que significa una rotura de tubería de alta presión ni tienen cuidado alguno

sobre la manipulación de está tubería. Un desastre en la red, aparte del peligro

sobre las personas, tendría también serios efectos sobre el medio ambiente

por el derrame a alta presión y caudal de petróleo hacia el contorno .

3.2.5 INSTALACIONES DE PRODUCCION

El campo Sacha cuenta con las siguientes estaciones de producción: Sacha Norte-1,

Sacha Norte-2, Sacha Central, Sacha Sur, y una Mini estación en el pozo Sacha-36.

41

Todas estas Estaciones, a excepción de Sacha Norte-2, están conectadas a través del

sistema de inyección de fluido motriz para bombeo hidráulico por medio de una red

de tuberías de alrededor de 120 Km. de longitud.

3.2.5.1 ESTACIÓN SACHA CENTRAL

Esta estación, como su nombre lo indica, se encuentra ubicada en la parte central del

campo. Tiene 13 unidades de inyección que representan el 45.9% de la capacidad de

inyección de fluido motriz del campo, conformadas cada una de ellas por un motor

de combustión interna -White Superior- de 600 HP y por una bomba de

desplazamiento positivo -AJAX modelo Q-600- con capacidad de 6600 BFPD de

inyección; entre ellas, estas unidades se encuentran acopladas por un reductor de

velocidad marca LUFKIN.

Los motores son alimentados con el gas que se libera en el tratamiento del crudo, o

con diesel, dependiendo de cada modelo. Parte de este gas también es usado para

servir de combustible a dos turbinas generadoras de energía eléctrica para las

Estación Central y el resto es quemado en los mecheros.

El agua que se recepta en el tratamiento del crudo es enviada a la Estación Sur para

ser reinyectada. El crudo que no es utilizado para el sistema de inyección de bombeo

hidráulico se lo envía a través del SOTE hacia Lago Agrio junto con las

producciones de las estaciones Sacha Sur y Sacha Norte 1, y de los campos Pucuna,

Paraíso y Coca-Payamino. La presión de la planta de inyección de fluido motriz en la

Estación es de 3850-3950 psi.

42

3.2.5.2 ESTACIÓN SACHA SUR

Esta Estación se encuentra ubicada al extremo sur del campo. Tiene 2 unidades de

inyección de fluido motriz que representa el 9.6% de la capacidad de fluido motriz

del campo y está conformada cada una por un motor de combustión interna –

WAUKESHA- de 48 HP y por una bomba centrifuga marca SULZER con capacidad

de 9000 BFPD de inyección; entre estas unidades está localizado un incrementador

de velocidad LUFKIN. De estas unidades una se encuentra fuera de servicio. Los

motores son alimentados con el gas que se libera en el tratamiento del crudo, y el

resto es quemado en los mecheros.

El agua que se recepta en este tratamiento se la reinyecta a la formación TIYUYACU

a través del pozo Sacha-29. El crudo que no es utilizado para el sistema de bombeo

hidráulico se lo envía a la estación Sacha Central. La presión de planta de inyección

de fluido motriz es de alrededor de 3800 psi.

3.2.5.3 ESTACIÓN SACHA NORTE 1

Esta estación se encuentra ubicada entre las estaciones Central y Norte 2. Tiene 2

unidades de inyección de fluido motriz de gran capacidad que representan el 37.4%

de la capacidad de fluido motriz del campo, conformadas cada una de ellas por una

turbina marca RUSTON de 5000 HP y por una bomba centrifuga marca UNITED

con capacidad de 35000 BFPD de inyección. Las turbinas son alimentadas con diesel

o con gas que se libera en el tratamiento del crudo; el resto del gas es quemado en los

mecheros.

43

En esta estación se utiliza el sistema de Recuperación Mejorada, que consiste en

inyectar agua tratada a la formación NAPO, arenas U y T. El crudo que no es

utilizado en el sistema de inyección de fluido motriz se lo envía a la estación Sacha

Central. La presión de planta en la estación es de alrededor de 3900 psi.

3.2.5.4 ESTACIÓN SACHA NORTE 2

Esta estación se encuentra ubicada al extremo norte del campo. Estos pozos en su

mayoría funcionan con bombeo electro-sumergible o a flujo natural. El gas liberado

se quema en los mecheros de la estación y el agua de formación resultante en el

tratamiento del crudo es reinyectada al pozo Sacha-65 en la formación TIYUYACU.

La producción de esta estación se la envía directamente hacia Lago Agrio a través

del SOTE.

3.2.5.5 MINIESTACION POZO SACHA – 36

La ubicación de esta estación es al Sur-Este de la estación Sacha Norte-1. Tiene dos

unidades de inyección de fluido motriz que representan el 7.10% de la capacidad de

fluido motriz del campo y conformadas cada una de ellas por un motor de

combustión interna -White Superior- de 600 HP y por una bomba de desplazamiento

positivo –AJAX- con capacidad de 7890 BFPD de inyección. Estas unidades no se

las utiliza con frecuencia y se las tiene en reserva en caso de contingencia.

44

Los motores son alimentados con el gas que se libera en el tratamiento del crudo, y el

resto es quemado en los mecheros. A esta estación se la considera una Mini-estación

de apoyo, y la presión mantenida en el sistema es de 3900 psi.

3.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

En general el sistema de inyección de fluido motriz en el campo Sacha tiene los

siguientes elementos:

• Red de tuberías

• Tanques de fluido motriz (tanque de estabilización).

• Bombas de Refuerzo a la succión o Booster

• Bombas de superficie de alta presión (Unidades Ajax, Sulzer y United)

• Estación de control

• Equipos de cabeza de pozo

• Equipos de ensamblaje de subsuelo (tubería-cavidad).

• Bombas de subsuelo

• Válvulas, fittings y accesorios.

El fluido motriz es tomado de la parte media-inferior del tanque de estabilización

para alimentar la succión de las unidades de poder gracias a la acción de presión

hidrostática por el nivel de fluido del tanque de estabilización, y mediante la ayuda

de Bombas Booster (diesel, eléctrica) para generar la presión de succión necesaria

para las unidades de poder: Bombas AJAX, UNITED y NATIONAL, según sea el

caso. Ver Figura 9.

45

Figura 9. Facilidades de producción


El fluido motriz es descargado a una presión promedia de 3900 psi y se distribuye a

lo largo de las líneas centrales de poder de 8, 6 y 4 pulgadas; en ellas, el fluido

motriz se distribuye separadamente a los diferentes pozos por tuberías individuales

de diámetros de 3” y 2 3/8”. El caudal se controla por medio de una válvula

reguladora de flujo (VRF), instalada en la línea de entrada de cada pozo en donde el

fluido motriz baja a la bomba de subsuelo, acciona esta, se mezcla con el fluido de la

formación y se dirige a la superficie por el espacio anular tubing-casing. Luego va

por la línea de flujo (6”, 4 1/2”) hacia los manifolds y continúa con la secuencia de

tratamiento hasta llegar nuevamente al tanque de estabilización.

46

3.4 SISTEMA DE BOMBEO

Generalmente se ubica los sistemas de bombeo cerca de los tanques de estabilización

para evitar pérdidas de presión por fricción y mantener la presión de succión

necesaria a las bombas principales.

3.4.1 SISTEMA CENTRÍFUGO

Este sistema se encuentra en las estaciones Sacha Norte 1 y en la estación Sur. En la

estación Sacha Norte 1 se tienen dos unidades de bombeo compuestas, cada una, de

un elemento motriz representado por una turbina a gas/diesel y acoplada

directamente a una bomba centrífuga de alta velocidad. En la estación Sacha Sur se

tienen dos unidades compuesta cada una de un elemento motriz representado por un

motor de combustión interna a gas acoplado a través de un incrementador de

velocidad a una bomba centrífuga de alta velocidad, un sistema de bombas booster y

accesorios montados en una misma base estructural de acero. El incrementador de

velocidad aumenta la velocidad en la bomba en una proporción de 1 a 2.88 RPM.

Como equipo adicional en el pozo se encuentra el sistema de inyección de químicos,

que consiste en tanques de 400-500 galones de capacidad, bombas eléctricas o

neumáticas y los químicos propiamente dichos tales como demulsificantes, anti-

parafínicos, antiescala, etc. que sirven para tratar el petróleo directamente en el fondo

del pozo. En la figura 10 se observa un tanque de almacenamiento de químicos que

son inyectados al pozo.

47

Figura 10. Tanque de Almacenamiento de Químicos


3.4.2 SISTEMA RECIPROCANTE

Este sistema se encuentra en la estación Central y en la mini-estación Sacha Pozo 36.

Consta de quince unidades, trece en la estación Central y dos en la mini-estación.

Están conformadas por un elemento motriz representado por un motor de combustión

interna acoplado a una bomba reciprocante a través de un reductor de velocidad y un

sistema de bombas booster.

La bomba quintuplex AJAX es una bomba vertical alternativa de 5 cilindros en

donde el fluido entra a los cilindros en la carrera de ascenso de los pistones y luego

se descarga en la carrera de descenso de los pistones. La bomba quintuplex AJAX,

modelo Q-600-1S, es de 600 HP con una velocidad máxima de cigüeñal de 327

48

RPM. En la figura 11 se observa una unidad de bombeo AJAX de desplazamiento

positivo.

Figura 11. Unidad de Bombeo Ajax


3.4.3 TURBO BOMBA

Es un equipo instalado para generación de fluido motriz a alta presión y consta de

dos bombas Booster, que alimentan con presión para la succión de las bombas

UNITED accionadas por turbinas RUSTON TB 5000.

49

Las bombas UNITED trabajan a una velocidad promedio de 7.950 RPM y tienen una

capacidad de flujo de 1.230 GPM, es decir 42.168 BPD al 100% de eficiencia por

cada una; sin embargo, su rata promedio de eficiencia es cercana al 85% y

consecuentemente, cada bomba UNITED bombea alrededor de 35.000 BPD hacia el

sistema, con una presión que bordea los 3.900 psi. Entre las dos bombas alimentan

con 70.000 BIPD al sistema de Power Oil, valor equivalente al trabajo de 10.6

bombas AJAX, de ahí su importancia.

3.4.4 SISTEMAS DE BOMBAS BOOSTER

Tanto las bombas quintuplex AJAX así como las bombas UNITED y SULZER están

provistas de un suministro adicional de caudal y presión a la succión dadas por un

sistemas de bombas de refuerzo o sistema booster que asegure el llenado con fluido

desgasificado de los cilindros en las bombas quintuplex y el llenado de la tubería de

succión en las bombas centrífugas, especialmente para evitar la cavitación.

3.5 TANQUES DE ALMACENAMIENTO

En los sistemas de Power Oil, la toma de fluido motriz de los tanques de

almacenamiento de crudo debe tener una altura óptima que permita el flujo sólo de

crudo limpio y esta estará a 90º de la pared del tanque. El tanque ideal debería ser lo

suficientemente grande para permitir un tiempo de 24 horas de asentamiento de

sólidos o tiempo de residencia.

50

3.6 VÁLVULAS Y FITINGS

3.6.1 VÁLVULAS

Son dispositivos de paso y cierre para regular el flujo de fluidos por una tubería.

Las válvulas pueden adoptar, en su mayoría, infinitas posiciones que determinan

otras tantas fases de regulación del volumen de fluido que pasa, desde la completa

obstrucción hasta el libre flujo de líquido.

Los parámetros de diseño como tipo de válvula, tamaño, capacidad, temperatura,

presión, material de construcción, material de empaquetaduras, juntas, guarniciones,

vástago, asientos, disco, costo así como los procedimientos para arranque y pare son

determinantes en el proceso de selección de las válvulas.

Hay que recordar que las válvulas se usan, por lo general, para tres funciones

básicas: cierre, estrangulación y retención.

3.6.1 TIPOS DE VÁLVULAS

El tipo de válvula dependerá de la aplicación o el trabajo a efectuar, dado que hay

diversos tipos de válvulas disponibles para cada función. Es de importancia

primordial conocer las características químicas y físicas de los fluidos que se

manejen.

51

3.6.2 TIPO DE SERVICIO

Se usan para:

− Líquidos

− Gases

− Líquidos con gases

− Líquidos con sólidos

− Gases con sólidos

− Vapores generados instantáneamente por la reducción en la presión del

sistema

− Con corrosión o sin corrosión

− Con erosión o sin erosión

3.6.3 DESCRIPCIÓN DE LAS VÁLVULAS

Las características principales y los usos más comunes de los diversos tipos de

válvulas para servicio de bloque o cierre son:

3.6.3.1 VÁLVULA DE COMPUERTA

Resistencia mínima al flujo. Se utiliza totalmente abierta o cerrada. Accionamiento

poco frecuente. En figura 12 se observa una válvula de compuerta.

52

Figura 12. Válvula de Compuerta


3.6.3.2 VÁLVULA DE BOLA

No hay obstrucción al flujo, se utiliza para toda clase de fluidos incluidos líquidos

viscosos y pasta aguadas, tiene cierre positivo y rápido. Se utiliza totalmente abierta

o cerrada. Ver figura 13.

Figura 13. Válvula de Bola


53

3.6.3.3 VÁLVULA DE MARIPOSA

Su uso principal es para cierre y estrangulación de grandes volúmenes de gases y

líquidos a baja presión. Su diseño de disco abierto, rectilíneo, evita cualquier

acumulación de sólidos; la caída de presión es muy pequeña. Observar figura 14.

Figura 14. Válvula de Mariposa



válvulas para servicio de estrangulación son:

3.6.3.4 VÁLVULA DE GLOBO

Su uso es poco frecuente. El asiento suele estar paralelo con el sentido de flujo;

produce resistencia y caída de presión considerable. Ver figura 15.

54

Figura 15. Válvula de Globo


3.6.3.5 VÁLVULA DE AGUJA

Estas válvulas son, básicamente, válvulas de globo que tienen un macho cónico

similar a una aguja, que ajusta con presión en un asiento. Se puede tener

estrangulación exacta de volúmenes pequeños porque el orifico formado entre el

macho cónico y el asiento cónico se puede variar a intervalos pequeños precisos.

3.6.3.6 VÁLVULA EN Y

Las válvulas en Y son válvulas de globo que permiten el paso rectilíneo y sin

obstrucción igual que las válvulas de compuerta. Ver la figura 16.

55

Figura 16. Válvula en Y


3.6.3.7 VÁLVULA DE ÁNGULO

Son en esencia iguales que las válvulas de globo. La diferencia principal es que el

flujo del fluido en la válvula de ángulo hace un giro de 90º. Observar figura 17.

Figura 17. Válvula de Ángulo


56


válvulas para servicio de retención son

3.6.3.8 VÁLVULA DE RETENCIÓN (CHECK)

Las válvulas de retención son integrales y de acción automática para impedir la

inversión del flujo; por lo general, esta válvula se instala en posición horizontal, pero

también se puede instalar en tuberías verticales con flujo ascendente. Ver figura 18.

Figura 18. Válvula de Retención


3.7 SISTEMAS DE CONTROL

Cada unidad de bombeo tiene un tablero de control que contiene dispositivos de

seguridad para proteger a la unidad. El tablero consiste de varias alarmas, las cuales

indican los parámetros de operación.

El tablero de control contiene los siguientes indicadores:

57

1. Sobre velocidad del Motor

2. Baja velocidad

3. Baja presión aceite en el motor

4. Baja presión de aceite en la bomba

5. Alta temperatura de agua del motor

6. Bajo nivel en el tanque de succión de la bomba

7. Vibraciones en el enfriador

8. Vibración en el reductor de velocidad

9. Baja presión de descarga

10. Alta presión de descarga

58

CAPÍTULO 4. OPERACIÓN Y PRODUCCIÓN

4.1 GENERALIDADES

En los últimos años la producción en el campo Sacha ha ido declinando. En mayo del

2000 el mencionado campo producía alrededor de 46.000 BPPD con 82 pozos

principalmente con el sistema de bombeo hidráulico. La producción del mes de

Febrero del 2004 fue de 38.070 BPPD con 74 pozos con el mismo sistema de

levantamiento.

Teóricamente el campo Sacha tiene una capacidad instalada de bombeo de 234.020

BIPD con una eficiencia del 100%. A la fecha se bombea en el sistema de Power Oil

130.967 BIPD que se inyectan en 82 pozos, se recirculan 12.861 barriles y se

producen 40.370 BPPD. El sistema mantiene en reserva equipo con capacidad de

generar 27.037 BPD de fluido motriz adicional; es decir, la capacidad disponible en

la actualidad es de 147.717 BPD, lo que significa una eficiencia disponible del

sistema de bombeo del 62%. A la fecha, el equipo fuera de servicio representa una

capacidad de 32.561 BPD de fluido motriz no disponible..

4.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE LA RED POWER OIL

La capacidad original instalada en el campo Sacha en 1976 fue de 171.193 BIPD. La

reserva proyectada para suplir la salida de operación de una turbina de 35.000 BIPD,

fue de 8 unidades AJAX equivalentes a 52.800 BIPD; sin embargo, estas unidades de

reserva, en general, están fuera de servicio por lo que cada vez que se suscita una

falla en las turbinas, se tiene necesariamente que cerrar pozos para volver a

59

estabilizar la presión. En la tabla 3 se observa las características nominales del

equipo de inyección de fluido motriz.

Tabla 3. Capacidad y potencia de las unidades de power oil

BOMBA UNIDAD MOTRIZ UNIDAD

CAPACIDAD 100%(BIPD)

MARCA TIPO POTENCIA (HP)

MARCA

E.CENTRAL 45.9% AJAX Despl..(+) BOMBA 1 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 2 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 3 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 4 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 5 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 6 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 7 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 8 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 9 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP

BOMBA 10 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 11 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 12 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 13 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP POZO 36 7.10% BOMBA 1 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP BOMBA 2 7885 AJAX Despl..(+) 600 Motor WHITE SUP

E.NORTE-1 37.4% BOMBA 1 42000 UNITED Centrifuga 5000 Turbina RUSTON BOMBA 2 42000 UNITED Centrifuga 5000 Turbina RUSTON

E.SUR 9.6% BOMBA 1 12000 SULZER Centrifuga 1478 Motor WAUKESHA BOMBA 2 12000 SULZER Centrifuga 1478 Motor WAUKESHA


60

En la tabla 4 y 5 se observa los parámetros de operación de las unidades de inyección

de la red de power oil.

Tabla 4.

UNIDADES AJAX

P. SUC P. DES. BLS. INYEC H-GAS H-DIESELAJAS # RPM

(Psig) (Psig) (bipd) (horas) (horas) 1 830 60 3850 5631 24 2 Stand-by 3 829 60 3900 5624 24 4 829 60 3850 3281 14 5 813 60 3900 3907 14 6 838 60 3850 5685 24 7 820 60 3860 927 4 8 820 66 3840 5563 24 9 820 65 3850 3477 15 10 746 65 3840 5061 24 11 836 65 3838 5671 24 12 Stand-by 13 826 59 3840 5603 24

SA : 36 # 1 840 7 3900 5540 21 SA : 36 # 2 840 7 3900 791 3 WAUK : #1 Stand-by WAUK : #2 1149 60 3800 11100 24

TOTAL 67861


61

Tabla 5.

UNIDADES TURBO BOMBAS Eff FLUIDO

TURB # %

RPM P.SUCC P.DESCMOTRIZ

H-DIESEL

1 93% 7394 100 3920 31468 24 2 93% 7394 100 3914 31640 24

TOTAL 63108


BOMBEADO TOTAL: 67861 + 63108 = 130969 Barriles de Fluido Motriz.

4.3 PRODUCCIÓN ACTUAL

En la tabla siguiente, se muestra la producción del campo Sacha de los años 2001,

2002, 2003 y la producción actual del primer semestre del 2004.

Tabla 6. Producción área sacha

PRODUCCI0N AREA SACHA (BBLS)

ESTACIÓN AÑO 2001 AÑO 2002 AÑO 2003 I SEMESTRE 2004

SACHA CENTRAL 12´957.107 12094790 11710108 5613182

SACHA SUR 3576246 3064886 2899962 3425841 SACHA NORTE 760294 704716 732201 1211924 TOTAL 17293647 15864392 15342271 10250947


En el gráfico 1, se observa la producción del campo Sacha para los años descritos

anteriormente.

62

Gráfico 1. Producción area sacha

Fuente: Petroproducción. Elaborador por R. Loaiza y R. Andrade

4.3.1 RATAS DE PRODUCCIÓN

De la tabla 7 a la 11 se indica las ratas de producción diarias de las diferentes

estaciones, por pozo, por arena y por el tipo de bomba utilizada.

Tabla 7.

SACHA NORTE 1 POZO ARENA BPPD BSW BIPD TIPO DE BOMBA

SACHA 3 Hs 528 18 1240 JET-8ª SACHA 6 U 358 1 850 B2XA SACHA 7 U+T 607 51,2 2040 D2X1 SACHA 8 BT 280 35,8 940 PL-II 2 1/2X 1 ½ SACHA 12 BT JET 8ª SACHA 14 Hi 504 31,9 2120 JET-9ª SACHA 22 BT S/BOMBA SACHA 23 U 163 76,4 1100 3X48 SACHA 31 Hs 325 1 1200 PL-II 2 1/2 X 1 1/2 SACHA 33 T 186 67,7 1450 JET-8ª SACHA 50 U 204 82,8 2400 JET –10ª SACHA 51 T 782 10,5 1210 3X54 SACHA 53 U 388 1 880 PL-II 2 1/2 X 1 1/2

PRODUCCIÓN SACHA

30%

27%26%

17%

AÑO 2001 (BLS)AÑO 2002 (BLS)AÑO 2003 (BLS)SEMESTRE ENE-JUN 2004 (BLS)

63

SACHA 59 T 480 36 1270 D1X1 SACHA 70 Hi 369 72,6 1400 JET-8ª SACHA 74 U+T 483 1,6 930 PL-II 2 1/2 X 1 1/2 SACHA 77 U 260 48,1 1070 PL-II 2 1/2 X 1 1/2 SACHA 85 U 385 52,6 1940 JET-9ª SACHA 96 BT 583 1,9 1010 B2XA SACHA 102 T 618 51,8 2150 JET-10B SACHA 103 Hs+i 378 76,4 860 B2X2 SACHA 106 Hs 488 9,3 950 3X48 SACHA 114 Hi 403 85,6 2040 JET-10ª SACHA 115 Hi 117 89,7 1580 JET-D7 SACHA 119 Hs 378 81,9 1360 JET-9ª SACHA 127 Hs 529 60 GC-1700 SACHA 133 U 265 1,1 1400 JET-8ª SACHA 135 Hs 300 85,5 1350 B2X2 SACHA 136 Hi 147 84,2 1280 3X54 SACHA 143 Hi FN SACHA 144 Hs 178 32,3 900 PL-II 2 1/2 X 1 1/2 SACHA 145 Hs 449 84,9 1920 JET-10A SACHA 148 Hi 534 80 SN-2600 SACHA 161 Hs GN-2100 SACHA 162 Hs+i 323 25,7 1720 JET-9A

SACHA 163-D Hi 199 72 FN TOTAL 12191 40560


Tabla 8.

SACHA CENTRAL

POZO ARENA BPPD BSW BIPD TIPO DE BOMBA SACHA 1 U 747 0,7 1010 PL-II 2 1/2 X 1 7/8 SACHA 9 T 450 2,6 1520 JET-9i

SACHA 13 Hs+i 320 2,4 1830 JET-D6 SACHA 17 U 477 1,4 1120 D1X1 SACHA 18 Hs+i 208 64,1 1650 JET-8A

64

SACHA 19 U 392 1,4 1200 3X48 SACHA 25 U 412 28,3 1310 3X48 SACHA 26 U 436 1,1 950 3X48 SACHA 27 U JET-9ª SACHA 28 T 255 2,5 1040 B1XA SACHA 30 BT JET-8ª SACHA 37 T 390 1,6 1870 JET-10i SACHA 40 Hs 231 63,9 2370 JET-E8 SACHA 49 Hs+i 376 54,9 1100 D1X1 SACHA 55 Hs+i 293 0,7 540 2 ½ X 48 SACHA 72 U 393 8 1720 JET-D7 SACHA 78 U 644 0,9 2020 JET-9ª SACHA 80 T 224 20,3 1320 3X48 SACHA 82 U 789 2,1 1670 3X48 SACHA 83 Hs 291 28,5 1660 JET-D7 SACHA 87 U 446 1 590 PL-I 2 ½ X 2 X1 3/4 SACHA 88 T 687 0,9 1910 JET-9ª SACHA 91 T 396 1,6 1820 JET-9ª SACHA 98 U 726 1,2 2040 JET-9ª SACHA 99 Hs+i 396 15 1460 JET-8ª SACHA 104 BT S/BOMBA SACHA 108 T 487 2,1 2210 JET-10ª SACHA 118 U 554 1,8 1860 JET-9ª SACHA 130 U 505 20,7 1360 3X48 SACHA 134 U 466 1,6 1830 JET-9A SACHA 139 T 603 1,2 1600 3X54 SACHA 191 Hi 1389 0,2 1416 JET-10-L

TOTAL 13983 43996


65

Tabla 9.

SACHA SUR POZO ARENA BPPD BSW BIPD TIPO DE BOMBA

SACHA 2-B U 157 8 1370 JET-8A SACHA 41 BT 583 15,9 1640 D1X1 SACHA 42 T 224 5,5 2000 JET-D6 SACHA 43 U 326 29,3 930 PL II 2 1/2 X 1 1/2 SACHA 44 Hs+I 394 13,6 1470 JET-9i

SACHA 45-B Hs 387 1,8 1020 PL II 2 1/2 X 1 1/4 SACHA 46 U S/BOMBA SACHA 61 Hs 279 82 FN SACHA 62 Hs 89 9,6 1680 JET-9i

SACHA 67-B U 94 8,7 1400 JET-C5 SACHA 68 U 635 3,3 2430 JET-9A SACHA 75 T 246 11,8 1150 PL II 2 1/2 X 1 1/2 SACHA 111 T 396 17,7 1830 JET-D6 SACHA 123 Hs 300 36,9 1030 PL II 2 1/2 X 1 1/2 SACHA 124 U JET-8A SACHA 128 Hi 313 83,2 1130 JET-8B SACHA 132 U 388 15 1790 JET-9A SACHA 137 Hi 245 86 GN-2100 SACHA 141 Hs 235 3,3 2060 JET-9A SACHA 142 U 266 2,9 2000 JET-9A SACHA 146 Hs 366 18,6 1040 3X48 SACHA 153 U 276 5,8 2400 JET-E8 SACHA 156 Hi 385 77,2 930 B2X2 SACHA 158 Hi 432 2,3 850 3X48 SACHA 159 Hs 119 40 DN-800 SACHA 182 Hi 258 80 GC-1700 SACHA 183 Hi 1764 0,5 GN-2100 SACHA 186 Hs 296 11,1 1020 B1XA SACHA 198 Hi 562 48 FN

TOTAL 10015 31170


66

Tabla 10.

SACHA NORTE 2 POZO ARENA BPPD BSW BIPD BOMBA

SACHA 32 T 636 32 DN-800 SACHA 38 T DN-800 SACHA 63 Hi 526 69 1260 B2X2

SACHA 66-B U 97 0,2 DN-280 SACHA 93 U 307 26,7 920 PL II 2 1/2 X 1 1/2 SACHA 121 U 1068 0,2 DN-1000 SACHA 167 Hi 281 80 FC-1200 SACHA 170 T 323 27,7 1550 JET-D7

SACHA 171H Hi 431 92 FN SACHA 173H Hi 109 96 FN SACHA 175 Hs 403 32 GN-4000

TOTAL 4181 3730 Elaborado por: R. Andrade y R. Loaiza Fuente: Petroproducción

Tabla 11

PRODUCCION AREA SACHA 40370

TOTAL DE INYECCION EN SACHA 130969


El gráfico 2 muestra la relación de barriles de inyección con respecto a los barriles

producidos y en donde se determina que las estaciones central, norte 1 y norte 2

requieren de una alta cantidad de fluido motriz.

67

Gráfico 2. Relación de barriles de Inyección a barriles de producción

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000B

LS /

DÍA

SACHACENTRAL

SACHANORTE 1

SACHANORTE 2

SACHA SUR

ESTACIONES

RATA DE PRODUCCIÓN

BPPDBIPD


4.3.2 PÉRDIDAS DE PRODUCCIÓN

Los datos obtenidos en el campo indican que existen pérdidas de producción

considerables principalmente por la falla de los equipos de alta presión (turbo

bombas TB1-TB2 y unidades Ajax), pérdidas que alcanzan la cantidad considerable

se 11.370 Bls/mes o 147804 Bls/año de petróleo –US$ 4´500.000 que no ingresan al

fisco.6

4.3.2.1 ESTACIÓN CENTRAL

La Estación Central ha operado durante mucho tiempo a baja capacidad de diseño

debido principalmente a la falta de repuestos originales para la correcta operación de 6 Precio calculado a 30 dólares del barril

68

las unidades de inyección; no ha existido un suministro adecuado de estos, y lo que

la Empresa Estatal ha comprado ha sido repuestos fuera de especificaciones técnicas

que ha incidido en fallas y paralizaciones recurrentes que ha provocado pérdidas de

producción significativas. Aún más, los repuestos reutilizados –mecanizados y/o

construidos en talleres locales– por el personal encargado del mantenimiento de estas

unidades tampoco han sido una garantía para el óptimo funcionamiento de las

máquinas. Sin embargo, a pesar de que estas unidades han sobrepasado su tiempo de

vida útil de veinte años, en la actualidad continúan operando bajo las circunstancias

adversas descritas anteriormente.

Todo esto ha llevado a que en promedio un bloque, de los dos que tiene la estación,

haya permanecido fuera de operación por la falta de repuestos. De esta manera, las

unidades de la Estación Central se convierten en uno de los principales problemas

que causan deficiencia de inyección de fluido motriz a la red. En este contexto, estas

unidades –específicamente las bombas reciprocantes Ajax- deberían ser

reemplazadas totalmente a pesar de que, hipotéticamente, se cuente con repuestos

originales, todos los elementos constitutivos de las bombas reciprocantes están

totalmente fuera de especificaciones técnicas.7

4.3.2.2 ESTACIÓN SACHA SUR

La falta de repuestos en una de las dos unidades de bombeo, el tratamiento

inadecuado en el proceso de depuración del gas combustible utilizado por los

motores de combustión interna y la inapropiada alimentación de fluido motriz a la 7 Estudios realizados por el departamento de ingeniería de petroproducción

69

succión de las bombas centrífugas de alta velocidad, son los problemas primarios de

la Estación Sacha Sur.

Como resultado de estos problemas la Estación Sacha Sur contribuye a agravar el

gran problema de inyección para el sistema de Power Oil en el Campo Sacha.

4.3.2.3 ESTACIÓN SACHA NORTE -1

Las dos unidades de esta estación constituyen el principal aporte al sistema de

inyección. Su funcionamiento ha sido continuo por la falta de un back-up que pueda

cubrir cualquier tipo de falla y/o mantenimiento en la red de power oil; estas

unidades son las que han mantenido el sistema operando casi constantemente.

Vale la pena recalcar que cuando una de estas deja de funcionar es cuando realmente

vienen los problemas graves. De hecho, bajo las condiciones actuales de operación,

cuando una turbina deja de operar no existe la reserva suficiente que pueda

reemplazar, a través de la inyección de fluido motriz, el modo de operación de esta:

es imposible recuperar la presión de inyección en el sistema, lo que implica que se

deja de inyectar fluido a muchos pozos productivos, con lo que consecuentemente las

bombas de subsuelo dejan de operar por la baja presión en la red y no hay

producción.

Finalmente se puede decir que es muy apremiante el hecho de no contar con una

reserva o back-up mínimo que permita prescindir en algún momento de una de ellas

y que pueda mantener la presión mínima en la red.

70

4.3.2.4 MINIESTACION DE APOYO (POZO SACHA 36)

Por definición estos equipos fueron diseñados como apoyo local mínimo en caso de

contingencia en el sector de la norte 1. Su estado de funcionamiento es bueno dado

que su operación es reducida.

En este contexto, la causa principal para la pérdida de producción en el Sistema de

Levantamiento Artificial por Power Oil es la salida de operación de cualquiera de las

dos unidades de inyección de fluido motriz de la estación Sacha Norte 1.

Debido a ésta situación, el Departamento de Proyectos Especiales del Distrito

Amazónico preparó un proyecto que consiste en instalar en la estación sur un equipo

de bombeo centrífugo de capacidad similar a la de la estación Norte 1 que garantice

la continuidad de las operaciones de producción de petróleo sin pérdidas de

producción. Este nuevo equipo de bombeo sería equivalente –en forma similar a la

de la Norte 1- a un bloque de la estación Central. El punto óptimo de inyección de

fluido motriz en la estación sur se lo determino mediante el uso de un paquete

computacional relativo a redes hidráulicas.

Es de indicar al respecto que estudios anteriores realizados por el Departamento de

Ingeniería de Petróleos D.A, estudió la factibilidad de cambiar el tipo de

levantamiento artificial de bombeo hidráulico a electro-sumergible (considerando el

% de BSW, contacto agua petróleo, potencial de producción IP, y otras variables) y

en la que concluyó que solo un numero reducido de pozos de bombeo hidráulico

permiten el cambio a electro-sumergible debido a que la presión de fondo se

71

encuentra cerca o bajo la presión de burbuja. En términos generales, la producción

principal del campo Sacha estará regida por el bombeo hidráulico con producciones

estables e incrementos de corte de agua moderados.

En la tabla 12 y gráfico 3 se muestra las perdidas de producción por diferentes

causas desde el año 2001.

Tabla 12.

PERDIDAS DE PRODUCCI0N AREA SACHA

CAUSAS AÑO 2001 (BLS)

AÑO 2002 (BLS)

AÑO 2003

(BLS)

SEMESTRE ENE-JUN 2004

(BLS)

LIMPIEZA DE TURBINA Y VRF 31514 19774 16990 5977

CAMBIOS DE BOMBA 56573 25354 24866 15810

BSW, BAJA EFICIENCIA, DAÑO EN EL POZO 290154 51300 486305 15603

TRABAJOS VARIOS 101188 20810 61982 58717

TRABAJOS SIN TORRE 11725 37 61130 8175

EWO 1589683 1607679 1587370 470967

CAMBIO DE LÍNEA 4396 3030 4783 15810

MPG EN SACHA 1903 329 1395 15810

RESTRIC DE PROD 129622 98470 218672 114149

WO 69510 84568 124805 48386

CIERRE CPS 99106 27385 101384 7149

BAJO PSI 123337 22450 9400 8175

FALLA TB1-TB2 10600 70376 12005 600

FALLA WKS 8396 3214 1363

FALLA AJAS 5246 5662 1363

TOTAL 2532953 2031562 2719963 788054 Elaborado por: R. Andrade y R. Loaiza Fuente: Petroproduccion

72

Gráfico 3.


4.3.3 DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN

El gráfico 4 muestra la declinación de producción en el campo Sacha desde el 2001

Gráfico 4

DECLINACION DE PRODUCCIÓN 2001-2004

0

2000000

4000000

6000000

8000000

10000000

12000000

14000000

16000000

18000000

20000000

AÑO 2001 (BLS) AÑO 2002 (BLS) AÑO 2003 (BLS) SEMESTRE ENE-JUN 2004 (BLS)

BA

RR

ILE

S D

E C

RU

DO

PR

OD

UC

IDO


P E R D I D A S D E P R O D U C C I Ó N

3 1 %

2 6 %

3 3 %

1 0 %A ÑO 2 0 0 1 ( B L S )

A ÑO 2 0 0 2 ( B L S )

A ÑO 2 0 0 3 ( B L S )

S EM ES TRE EN E- JUN 2 0 0 4( B L S )

73

4.4 PRODUCCIÓN ESPERADA

4.4.1 INYECCIÓN ADICIONAL DE FLUIDO MOTRIZ

La tabla 13 y 14 muestra la producción diaria esperada en los pozos que se

encuentran en procesos de reacondicionamiento.

Tabla 13

POZOS EN PROGRAMA DE REACONDICIONMIENTO

POZOS ARENA BPPD BPPA BIPD

Sacha – 12 Hs 200 73000 1000

Sacha – 16 Hi 150 54750 750

Sacha – 21 Hi 250 91250 1250

Sacha – 35 Hi 300 109500 1500

Sacha – 36 Hs 400 146000 1200

Sacha – 46 Hi 150 54750 1200

Sacha – 47 Hi 150 54750 1100

Sacha – 58 Hs 250 91250 1030

Sacha – 64 Hi 200 73000 1000

Sacha – 81 Hi 200 73000 1000

Sacha – 95 T 150 54750 1000

Sacha - 109 Hi 200 73000 1000

Sacha - 112 Hi 300 109500 1200

Sacha - 115 Hs 150 54750 850

Sacha - 126 Hi 200 73000 1000

Sacha - 129 Hi 100 36500 850

Sacha - 131 Hs 200 73000 1000

Sacha - 149 Hs+Hi 200 73000 1000

Sacha - 174 U 150 54750 900

TOTAL 3900 1423500 19830 Elaborado por: R. Andrade y R. Loaiza Fuente: Petroproducción

74

Tabla 14

POZOS CERRADOS ESPERANDO REACONDICIONAMIENTO

POZOS ARENA BPPD ESPERADA BPPA ESPERADA BIPD

Sacha – 18 Hs+Hi 400 146000 1500

Sacha – 20 U 300 109500 1200

Sacha – 22 H 300 109500 1200

Sacha – 23 H+T+U 150 54750 1000

Sacha – 24 U 150 54750 1000

Sacha – 25 U+T+BT 700 255500 1500

Sacha – 27 T 400 146000 1500

Sacha – 28 T 250 91250 1000

Sacha – 30 T 300 109500 1200

Sacha – 34 H 200 73000 1000

Sacha – 35 U+T 300 109500 1200

Sacha – 36 Hs 100 36500 850

Sacha – 40 T 100 36500 900

Sacha – 42 Hs 350 127750 1200

Sacha – 45 U 150 54750 1000

Sacha – 47 U 150 54750 1000

Sacha – 52 U 150 54750 900

Sacha – 58 H 150 54750 1100

Sacha – 62 H 300 109500 1200

Sacha – 75 T 300 109500 1200

TOTAL 5200 1898000 22650


El total de pozos que están esperando trabajos de reacondicionamiento –work over-

son 58 pozos de los cuales 19, ver tabla 14, ya se encuentran en el programa de

reacondicionamiento de Petroproducción y en donde se requeriría de un incremento

diario de inyección de fluido motriz de 19.830 bls/día; en cambio, para los pozos que

no están incluidos en el programa de reacondicionamiento se necesitaría de un

volumen de 46.250 bls/día dando un total de 66.080 bls/día. Este último volumen se

75

incrementaría al total de fluido inyectado hasta el momento en el campo Sacha que

es de 130.967 bls/día que son inyectados en 82 pozos que actualmente producen con

el sistema de bombeo hidráulico. Bajo este argumento, este fluido adicional de

66.080 barriles, que representa aproximadamente un 50% del total de volumen

inyectado, requeriría aumentar la capacidad de bombeo de las unidades de superficie,

cambiar unidades obsoletas o en su defecto aumentar nuevas unidades para cubrir

con este incremento de inyección de fluido motriz.

Las tablas 14 y 15 muestran también el incremento de producción diario y anual de

los pozos que están incluidos en el programa y en espera de reacondicionamiento.

El incremento de la producción sería de 1.392.000 bls/año en los pozos que están en

el programa de reacondicionamiento –Tabla 14- y de 4.824.000 bls/año para los

pozos que están en espera de workover –Tabla 15. Como se observa en las dos tablas

anteriores, el incremento de la producción sería de un 40% adicional a lo producido y

manteniendo la rata de producción diaria de 40.370 bls/día que sería de 1.501.7640

bls/año.

76

CAPITULO 5: PROYECTO DE MEJORAMIENTO DE LA RED DE

POWER OIL

5.1 ASPECTOS GENERALES

El Departamento de Proyectos Especiales D.A. de PETROPRODUCCION,

conjuntamente con el Departamento de Producción y la sección de Instrumentación

del Departamento de Mantenimiento, han elaborado el estudio e ingeniería básica

para repotenciar la red de power oil del campo Sacha mediante la adquisición e

instalación de nuevos equipos para bombeo hidráulico en la Estación Sacha Sur;

estudios e ingeniería básica que servirán como referencia para la elaboración de la

ingeniería de detalle y diseño definitivo por parte de la contratista seleccionada.

El esquema planteado consiste básicamente en:

- Ampliar la casa de máquinas existente,

- Adquirir e instalar la nueva unidad principal de inyección de crudo,

- Adquirir e instalar el sistema de refuerzo de la unidad principal (sistema

booster),

- Adquirir y construir la línea de succión, descarga y recirculación para la

nueva unidad,

- Adquirir y construir la línea de suministro adicional de fluido motriz

desde la troncal principal a los tanques de lavado y almacenamiento de

Sacha Sur,

- Adquirir e instalar válvulas, filtros, medidores de flujo y accesorios,

- Instrumentación y Control

77

Adicionalmente, en la Estación Sacha Central, se deberá:

- Adquirir e instalar una bomba centrífuga para suministro adicional de

fluido motriz a la estación Sacha Sur,

- Adquirir e instalar válvulas, filtros y medidor de flujo.

Ver planos adjuntos:

Anexo A, Esquema General de la Nueva Unidad de Power Oil

Anexo B, Sistema de Bombas Booster

Anexo C, Suministro de Fluido Motriz de Sacha Central a Sacha Sur

Anexo D, Fotografías del sitio de instalación

Controles de calidad y procedimientos de inspección estándar serán aplicados en

todo el proceso de diseño, fabricación y pruebas tanto en fábrica como en sitio para

asegurar un producto de excelente calidad previo a la entrega-recepción provisional y

definitiva a la Empresa Estatal.

El diseño definitivo será el resultado de un consenso que se definirá luego del

estudio de la ingeniería de detalle realizada por la empresa contratista y aprobado por

PETROPRODUCCION.

El objetivo principal de este proyecto es, a más de evitar pérdidas de producción por

baja presión en la red de power oil del Campo Sacha, incrementar en 40370 BPPD la

78

producción de éste al reacondicionar 19 pozos seleccionados por el Departamento de

Ingeniería de Petróleos D.A.

5.2. ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LA UNIDAD DE POWER OIL

5.2.1 INTRODUCCION

La unidad de Power Oil será suministrada a PETROPRODUCCION de acuerdo

con las especificaciones técnicas siguientes y puesta a punto en la Estación Sacha

Sur.

La esencia del diseño será simple y confiable. Los mantenimientos preventivos y

correctivos serán realizados por medio de herramientas convencionales y, si es del

caso, completados con herramientas especiales suministradas por el fabricante.

La unidad de Power Oil suministrada por el fabricante será sujeta a una constante

revisión y optimización de materiales, diseño y técnicas de fabricación de tal forma

que el resultado final pueda ser optimizado a partir de las especificaciones técnicas

dadas.

79

5.2.2 TIPO DE EQUIPOS

PETROPRODUCCION requiere adquirir un motor eléctrico capaz de conducir una

bomba centrífuga multietapa de la siguiente configuración nominal: 7.950 rpm, 1.230

gpm (42.172 bpd) y cabeza hidrostática de 10.505 pies. El fluido de trabajo de la

bomba es crudo con una gravedad específica promedio de 0.88. La prueba de presión

hidrostática debe ser, por lo menos, a 7.200 psig. Las condiciones de operación reales

para la presión de succión y descarga son de 100 y 4.000 psig, respectivamente.

El diseño del equipo motriz estará de acuerdo con las características técnicas de la

bomba descrita y su punto de suministro eléctrico será la acometida de la línea de

13.8 Kw ubicada a la entrada de la Estación Sacha Sur.

Los sistemas y subsistemas del motor eléctrico, bomba centrífuga y accesorios deben

ser suministrados bajo el concepto de diseño modular, es decir, deben ser

proyectados para minimizar costos de mantenimientos y tiempos de instalación en

sitio; la idea básica es eliminar y/o minimizar pérdidas de producción. Estos sistemas

deben ser completamente definidos en las ofertas e incluirán una descripción en

detalle de sus partes y componentes.

80

5.2.3 POTENCIA Y CARGA

5.2.3.1 POTENCIA

Considerar la norma ISO 3046 para el cálculo de la potencia nominal y las siguientes

condiciones ambientales para el cálculo de la potencia en sitio:

- Temperatura ambiente 40 °C, máx

- Altitud 300 msnm

- Humedad relativa 80 %, máx

En caso de que las condiciones ambientales empeoren respecto a las dadas para el

cálculo de la potencia en sitio, referirse a la norma ISO 3046-1995 (E) para las

respectivas tolerancias de decremento de potencia.

5.2.3.2 CARGA

El precepto básico es la reserva de carga en el eje de salida de la unidad motriz

respecto a la potencia neta consumida por la bomba, en operación continua y a su

máxima capacidad. Esta reserva debe ser por lo menos un 10 % sobre la demanda de

potencia al freno. (normas ISO 3046/1 y recomendaciones API).

81

5.2.4 VIBRACIONES

Se considerarán valores permisibles de vibraciones de acuerdo a la norma ISO 8528-

9 así como un análisis de vibración que asegure que la unidad esté libre de

resonancias y excitaciones torsionales peligrosas.

5.2.5 BASE (SKID)

Se utilizará una base común para la máquina motriz, bomba y accesorios. Esta

estructura será capaz de mantener un alineamiento perfecto durante la operación

continua de la unidad a plena carga. Es recomendable que se incluya un análisis de

elementos finitos en el diseño estructural de la base o skid.

5.2.6 SISTEMA DE CONTROL Y SUPERVISON DE LA UNIDAD DE

POWER OIL

El Sistema de Control y Supervisión debe estar basado en productos de hardware y

software que cumplan estándares industriales que combinen la capacidad de los

sistemas abiertos, así como la capacidad de operatibilidad y plataforma de desarrollo

amigable.

5.2.6.1 SISTEMA DE CONTROL

El Sistema de Control de la Unidad de Power Oil a instalarse en Sacha Sur estará

fundamentado en:

82

- INSTRUMENTACIÓN

Instrumentación Inteligente, Análoga de 4-20 mA

- CONTROL

Controlador Lógico Programable (PLC 1) con PanelView

- COMUNICACIÓN

La red de comunicación que se utilizara será: Modbus Plus y/o Controlnet.

- SUPERVISION

Para el Sistema de Supervisión se dispondrá de un software de visualización

Factory Suite (Wonderware)

El Sistema de Control de la unidad Motor Bomba, Anexo E, tiene que residir en un

Controlador Lógico Programable (PLC 1), y en un panel local de visualización

(PanelView), Anexo F; la unidad dispondrá también de un control de flujo en la

descarga de la Bomba.

En el PanelView se podrá realizar cambios de seteos de las protecciones de alarma y

shutdown de la unidad. El PanelView debe tener protocolos de comunicación

ControlNet y/o Modbus Plus para conexión a la red de comunicación del sistema

supervisorio. Anexo F, Diagrama de Red Unidad Power Oil Sacha Sur.

Al PLC 1 que controla la unidad se integrará la señal análoga de 4-20 mA

proveniente del medidor de nivel tipo radar ubicado en el tanque de almacenamiento

de crudo. Además, en el tanque se ubicará un interruptor digital de bajo nivel, el cual

83

realizará un shutdown a la unidad. Anexo G, PI&D Control de Proceso Unidad

Power Oil Sacha Sur.

En el PLC 1 se debe integrar matemáticamente las características del fluido,

transmisor y placa orificio, para obtener una lectura en el sistema supervisorio y

panel de visualización del valor del flujo en unidades de ingeniería (Barriles/ día).

Las unidades booster eléctrica y de combustión interna que alimentan a la bomba de

la unidad de alta presión dispondrán de un tablero de control (botoneras) para el

arranque y parada de las mismas, así como para la apertura o cierre de las válvulas de

control de éstas bombas con sus respectivas lámparas indicadoras de estado. Todo

este control estará comandado por el PLC 1 del tablero principal de la unidad Motor

Bomba. Anexo E.

5.2.6.2 SISTEMA SUPERVISORIO

El Sistema Supervisorio estará compuesto por un computador Pentium de ultima

generación a la fecha de instalación. El computador será utilizado como Estación de

Operación del Proceso en donde se realizará el control y supervisión del sistema de

control de la unidad, apertura y cierre de válvulas de unidades booster, nivel del

tanque y válvulas del sistema de seguridad. La Estación de Operación estará

84

conectada a una red de control en Modbus Plus y/o Controlnet por la cual se

intercambiarán los datos y variables del campo que serán manejadas por el

Controlador Lógico Programable (PLC 1), manteniendo un alto nivel de

disponibilidad en cuanto a procesamiento y comunicación. Anexo H.

En el computador de Estación de Operación, se utilizará una tarjeta de comunicación

especial para el manejo de la comunicación de la red Modbus Plus y/o Controlnet

con cable redundante, para asegurar las condiciones de intercambio de datos del PLC

1 y la Estación de Operación.

El computador de la Estación de Operación dispondrá de una unidad de CD de

escritura, para realizar respaldos de información de eventos del proceso.

El Sistema Supervisorio debe tener conexión con un sistema de impresión, en el cual

se registrará todos los eventos de alarmas y shutdown de la unidad.

85

5.2.7 SISTEMA DE CONTROL Y SUPERVISION DE LAS VÁLVULAS DE

SEGURIDAD

5.2.7.1 SISTEMA DE CONTROL

El sistema de control de las válvulas de seguridad tipo Axelson, residirá en un

Controlador Lógico Programable (PLC 2), independiente del Controlador Lógico

Programable (PLC 1) de la Unidad de Power Oil, el cual dispondrá de un tablero

ubicado en la sala de control para su accionamiento (Anexo G, PI&D Sistema de

Seguridad Unidad Power Oil Sacha Sur). Además, al PLC 2 se conectarán sensores

de alta y baja presión en la línea de descarga de la unidad, cuatro sensores de fuego,

sistema contra incendios y mínimo tres puntos de activación remota ubicados

estratégicamente en la estación.

5.2.7.2 SISTEMA SUPERVISORIO

En el Computador de Estación de Operación, se integrará una pantalla para visualizar

el estado de las válvulas del sistema de seguridad y operar éstas (abrir, cerrar) en una

forma individual o general. El PLC 2 debe manejar protocolos ControlNet y/o

Modbus Plus para interconectarse a la red de comunicación del sistema supervisorio.

Anexo F

86

5.2.7.3 CARACTERÍSTICAS DEL PROCESO PARA EL

DIMENSIONAMIENTOS DE VÁLVULAS DE CONTROL Y MANUALES

Succión

- Fluido Crudo

- Gravedad específica promedio 0.88

- Flujo mínimo de manejo 1500 gpm

- Presión de trabajo 100 psig

- Temperatura de trabajo promedio 100 °F

Descarga

- Fluido Crudo

- Gravedad específica promedio 0.88

- Flujo mínimo de manejo 1500 gpm

- Presión de trabajo 4000 psig

- Temperatura de trabajo promedio 150 °F

Las válvulas de control y seguridad deben ser de actuación neumática, operadas por

electro-válvulas ubicadas estratégicamente fuera del área de un posible flagelo.

Adjunto Anexo H, Válvulas Manuales y de Control, Filtros, Medidores de Flujo e

Instrumentación.

87

5.2.7.4 ADICIONALES

Todas las bridas, reducciones, cañerías de acero inoxidable, fittings, válvulas de

aguja para tomas de instrumentos, conduit rígido, cable y cajas de conexión a prueba

de explosiones para las instalaciones eléctricas, necesarias en el proyecto, serán

cuantificadas, detalladas y valoradas en la ingeniería de detalle.

El proveedor suministrará los equipos para los servicios auxiliares de DC (cargador y

banco de baterías) para el tablero de control. Estos equipos deberán ser de alta

resolución (máximo rizado de 1 VPP) para 24 DC.

Los programas originales para control, supervisión y monitoreo, serán entregados a

PETROPRODUCCION con sus respectivas licencias. Adjunto el esquema general

del proceso, Anexo I, Sacha Sur Power Oil/ Proceso.

5.3 HERRAMIENTAS Y REPUESTOS

Las herramientas y repuestos incluirán:

- 1 set de herramientas de mantenimiento para la unidad de power oil y sistemas

auxiliares,

- Sets de repuestos para mantenimientos preventivos para la unidad de power

oil y sistemas auxiliares,

- 1 set de repuestos recomendados por desgaste normal para un año de

operación.

88

5.4 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Los costos de operación y mantenimiento debe incluir un cálculo estimado de costos

anual de la unidad y sistemas auxiliares. Para el cálculo anual se puede establecer la

potencia del motor eléctrico de acuerdo a las especificaciones técnicas dadas en el

numeral 5.4.1 TIPO DE EQUIPOS para la bomba centrífuga y trabajando 24 horas

al día por 365 días y con una disponibilidad del 95 %.

Los parámetros básicos tomarán en cuenta:

- Consumo de aceite lubricante,

- Consumo de energía eléctrica,

- Costos de mano de obra por mantenimiento y operación,

- Costos por mantenimientos preventivos (repuestos),

- Costos estimados por mantenimientos correctivos (repuestos),

- Costos proporcionales por overhaul (repuestos),

- Insumos.

5.5 AMPLIACIÓN DE LA CASA DE MÁQUINAS

5.5.1 UBICACION

La Unidad de Power Oil deberá estar ubicada junto a la existente casa de máquinas

en la Estación Sacha Sur (ver Anexo A y D); así mismo, el sistema de Bombas

Booster se ubicará en la plataforma en la que actualmente está ubicada la Bomba

Ajax Q-600. Ver fotografías adjuntas. La ampliación será de dimensiones adecuadas

89

que permita el acceso para montaje y desmontaje de los equipos principales y

auxiliares de la nueva unidad de inyección de fluido motriz. Se proveerá del espacio

físico necesario para trabajos rutinarios de mantenimiento y overhauls; la

construcción deberá cumplir con las normas establecidas para construcciones

similares.

5.5.2 PLATAFORMA Y CUBIERTA

La plataforma y cubierta de la nueva unidad de power oil deberán tener, dependiendo

de las dimensiones y peso de ésta y de sus sistemas auxiliares, las mismas

características físicas que la casa de máquinas actualmente en operación; es decir,

deberá cumplir con los siguientes requerimientos mínimos:

- Canaletas para los cables de fuerza y control,

- Evacuación del total de fluidos utilizados y aguas lluvias al sumidero

existente,

- Sistema de malla de puesta a tierra para la protección del personal como de

las instalaciones eléctricas,

- Cubierta que proteja a los equipos y sitios de trabajo de la acción directa de la

lluvia en condiciones críticas,

- La estructura ampliada deberá guardar armonía estética con la actualmente

instalada,

- El puente grúa de la casa de máquinas existente servirá para la nueva

ampliación,

- Nivel de iluminación que cumpla con las normas requeridas para tales

instalaciones.

90

5.6. SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCION MEDIOAMBIENTAL

Se usarán tecnologías eficientes con el objeto de generar servicios eco-energéticos,

eco-protectores y no peligrosos para la salud humana. Esto implica la construcción

de instalaciones físicas y explotación de equipos que minimicen la producción de

residuos, ruidos y contaminantes con el objeto de asegurar el cumplimiento de

normas, estándares y políticas medioambientales y de seguridad industrial -

nacional/internacional- actualizadas a la forma de trabajo de la Empresa.

5.7 PRUEBAS DE TRABAJO

Una vez finalizado el montaje, nivelación y alineación del tren motor-bomba, la

unidad de power oil será puesta en operación de acuerdo con las instrucciones de

arranque programadas por el fabricante del equipo. El personal técnico de

PETROPRODUCCIÓN supervisará las siguientes pruebas mínimas bajo condiciones

de carga y velocidad variables:

5.7.1 Motor eléctrico:

Pruebas de rutina

- Resistencia óhmica en frío

- Resistencia del aislamiento

- Pruebas de operación sin carga

91

- Prueba de rotor bloqueado a voltaje reducido

- Relación de transformación estator/rotor

- Niveles de vibración sin carga

- Calibración de sensores de temperatura

- Pruebas de alta tensión (IEEE 112)

Pruebas dimensionales: Revisión de dimensiones del motor (frame)

Inspección en pintura: Adherencia, espesor uniforme y superficies

Accesorios e instrumentos: Emisión de certificado de fábrica de calidad y calibración

Comisionamiento y puesta en marcha del motor:

- Megado del motor

- Instalaciones de fuerza, control y cajas terminales

- Niveles de vibración y temperatura con carga y sin carga

- Shutdown de equipos

- Alineamiento del motor con carga

- Pruebas de monitoreo y control: mando local y remoto, funciones de

protección (sobrecorriente, cortocircuito, falla a tierra, pérdida de fase

entrada-salida, sobre y bajo voltaje, sobretemperatura, sobrecarga del motor,

rotor calado, etc), interfase a PLC/Proceso, etc.

5.7.2 Bomba

Se realizarán procedimientos de inspección para pruebas de campo y se determinará

una línea base de funcionamiento para la unidad nueva con el objeto de verificar

92

desgaste o cambios de funcionamiento posteriores. Los mínimos parámetros

operacionales deberían ser:

- Registro de potencia de entrada al motor eléctrico,

- Presiones de succión y descarga de la bomba,

- Niveles de vibración,

- Niveles de ruido,

- Medidas de capacidad,

- Cabeza hidrostática,

- Velocidad de la bomba,

- Temperatura del crudo,

- Eficiencia de la bomba,

- Registro de cálculos,

- Otras pruebas de ser necesarias a pedido del cliente.

Todos los procedimientos de inspección previo al arranque (check list) y a la

medición del performance de la bomba ya en funcionamiento deberán estar

respaldados en las respectivas normas API correspondientes.

5.8 DETALLE DE EQUIPOS, VALVULERIA Y ACCESORIOS

La descripción de los equipos, valvulería, accesorios, construcción y montaje de

líneas y ampliación de la casa de máquinas, con sus respectivos costos referenciales,

vienen adjuntas a estas especificaciones técnicas generales en el anexo respectivo

(Anexo H, Detalle de equipos, accesorios, construcción y montaje). Las

características definitivas se determinarán luego en la ingeniería de detalle, no

93

pudiendo ser de menor calidad que las especificadas. Así mismo, los costos de

construcción de las líneas de succión, descarga, recirculación y suministro adicional

de fluido motriz vienen detallados en el anexo adjunto, Anexo L, Costos de

Construcción y Montaje de Tuberías y Marcos H.

5.9 DOCUMENTACION Y CERTIFICACIONES

La documentación y certificaciones incluirán toda la información pertinente del

nuevo grupo de inyección de crudo –curvas de funcionamiento, límites

operacionales, manuales de operación y mantenimiento, etc- con el objeto de realizar

los estudios y análisis que PETROPRODUCCION determine.

Los equipos a ser suministrados se presentaran con certificación ISO, ANSI, API,

IEC, IEEE e ISA preferentemente.

94

CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

Del análisis de comportamiento histórico de la producción del campo se puede

concluir que:

1. La producción de petróleo mensual del Campo Sacha en el año 2003, según

datos del Forecast (potencial según pruebas), se mantiene con tendencia

ligera a la baja, haciéndose esta notoria al variar de una producción máxima

de 44.509 dls/día en ENE/03, a 40.313 bls/día en FEB/04, debido a

problemas de completaciòn de fondo de algunos pozos, o la combinación

tubing-casing, los cuales se han reparado según la disponibilidad de torres de

reacondicionamiento. El corte de agua tienen una tendencia a incrementarse

de un valor de 45.9% en ENE/03, A 48.2% en feb/04.

2. Se tiene programado la perforación de seis pozos de desarrollo, situados en el

sector Sur de la estructura del campo Sacha, de los cuales se estima una

producción de 500 Bppd para cada pozo (producción incrementa de 3000

bls/día), requiriéndose para la implementación de bombeo hidráulico de

12000 bls de fluido motriz en condiciones extremas (jet).

3. Se ha programado el cambio del tipo de levantamiento artificial de flujo

natural a electro sumergible (BES) en 4 pozos, para lo cual se requerirá de

550 HP de potencia, para obtener una producción o ganancia de 1700 Bls/día.

95

4. En el último Comité de Reacondicionamiento de Enero del 2004, se aprobó

invertir en 19 pozos para ser rehabilitados mediante reacondicionamiento,

para un incremento neto de 3900 bppd, requiriendo fluido motriz de 19.830

bls/día para 19 pozos.

5. Si no existe inversión en el área operativa, el los repuestos y en la

infraestructura requerida, las perdidas se irán incrementando y todo esfuerzo

operativo será inútil por la falta de medios físicos.

6. Las unidades Ajax son obsoletas económicamente y técnicamente.

7. Es posible nuevo desarrollo del sector sur (nuevas perforaciones e incremento

de producción)

96

6.2 RECOMENDACIONES

1. Los departamentos de mantenimiento, equipo pesado y mantenimiento

eléctrico deberán definir las políticas respecto al uso de motores a combustión

a crudo para la generación eléctrica y motores eléctricos parta las bombas de

alta presión, o motores a combustión a crudo con bomba centrífuga con un

incrementador de velocidad. Estos según sean los planes de instalación de

energía en Sacha Central.

2. Se requiere agilitar los procesos de compra de tubing para completaciòn de

fondo (pozo) de 3 ½”, 2 7/8” y 2 3/8”, para completar los pozos

reacondicionados con tubería nueva clase “A”, actualmente por la falta de

tuberías los pozos se completan con tubería clase “B” usada, la cual tienen el

riesgo de corroerse en un mediano plazo y reducir el tiempo de producción,

requiriendo un nuevo reacondicionamiento en el corto tiempo con las

consiguientes perdidas de producción e inversión.

3. Se requiere incrementar el número de torres de reacondicionamiento para

reparar los pozos con la mayor brevedad posible y de esta manera recuperar

producción que actualmente se encuentra retenida en el yacimiento.

4. Se recomienda asignar el capital necesario para la compra de tubería para

líneas de flujo en superficie para los pozos nuevos que se perforan, así

también los presupuestos respectivos para la compra de válvulas, fittings en

general, repuestos para facilidades de producción y transporte.

5. Mantener la producción en porcentajes de declinación aceptables que

permitirá al estado obtener los recursos económicos.

97

6. Por lo mencionado y para mantener disponible el fluido motriz a inyectar se,

recomienda reemplazar las bombas Ajax de Sacha Central con equipo

moderno, como son las bombas centrífugas de alta presión en las siguientes

etapas:

7. Incrementar la capidad de inyeccion de fluido motriz.

8. Instalar una capacidad nominal de 35.000 bls/día en la Estación Sacha Sur,

para lo cual se efectuó ya la simulación hidráulica en la red de tuberías

(estudio Hidráulico en el Departamento de Proyectos Especiales.

9. Instalar un generador con motores a crudo en Sacha Central y a continuación

construir un bloque nuevo con bombas eléctricas de alta presión centrífugas

equivalentes a 6 bombas Ajax. Posteriormente incorpora un nuevo bloque con

capacidad equivalente a otras bombas Ajax.

10. Las instalaciones consideradas para Sacha Central permiten trabajar con un

bloque con volumen de bombeo equivalente a 6 unidades actuales. El

volumen equivalente a las otras 6 unidades corresponde al backup

imprescindible para que entrará en operación cuando falla una turbo bomba

en Sacha Norte 1.

98

ANEXOS

Anexo A Esquema General de la Nueva Unidad de Power Oil

Anexo B Sistema de Bombas Booster

Anexo C Suministro de Fluido Motriz de Sacha Central a Sacha Sur

Anexo D Fotografías del sitio de instalación

Anexo E PI&D Control de Proceso Unidad Power Oil Sacha Sur

Anexo F Diagrama de Red de la Unidad de Power Oil de Sacha sur

Anexo G PI&D Sistema de Seguridad Unidad Power Oil Sacha Sur

Anexo H Válvulas Manuales y de Control, Filtros, Medidores de Flujo e

Instrumentación

Anexo I Sacha Sur Power Oil/ Proceso

Anexo J Costos de Construcción y Montaje de Tuberías y Marcos H

ANEXO A

BOMBAS BOOSTER

ANEXO B

SISTEMA DE BOMBAS BOOSTER

S I M B O L O G I A

SUMINISTRO DE FLUIDO MOTRIZ DE SACHA CENTRAL A SACHA SUR

ANEXO C

ESTACION SACHA SUR

ESTACION SACHA CENTRAL

ANEXO H

VALVULAS MANUALES Y DE CONTROL, FILTROS Y MEDIDORES DE FLUJO. INSTRUMENTACIÓN

HV - VALVULAS MANUALES

HV VALVULA ACTUADOR DIMENSION (pulgadas) BRIDADA ANSI

1 COMPUERTA VOLANTE 24 SI 150




5 TIPO TAPON MULTIVUELTA CON

MECANISMO DE ENGRANAJES

2 SI 2500



2 SI 2500



2 SI 2500


9 BOLA MULTIVUELTA CON


8 SI 2500



8 SI 2500



8 SI 2500

12 COMPUERTA MULTIVUELTA CON


6 SI 2500

13 COMPUERTA MULTIVUELTA CON


6 SI 2500












V - VALVULAS CHECK

V VALVULA DIMENSION (pulgadas) BRIDADA ANSI

1 CHECK TIPO LENGÜETA 10 PARA

BRIDAS 300

2 CHECK TIPO LENGÜETA 10 PARA

BRIDAS 300

3 CHECK TIPO PISTON 8 SI 2500

PSV - VALVULAS DE ALIVIO PSV VALVULA ACTUADOR DIMENSION

(pulgadas) BRIDADA ANSI

1 VALVULA DE ALIVIO 8X6 SI 2500

PCV - VALVULAS DE SEGURIDAD Y CONTROL PCV VALVULA ACTUADOR DIMENSION


B1

COMPUERTA SEGURIDAD ALXELSON /

NORMALMENTE CERRADA

NEUMATICO TIPO PISTON 24 SI 150

B2


NORMALMENTE CERRADA


B3


NORMALMENTE CERRADA


B4


NORMALMENTE ABIERTA


B5


NORMALMENTE ABIERTA


B6

TIPO TAPON FISHER

NORMALMENTE ABIERTA

NEUMATICO TIPO DIAFRAGMA 6-30 PSIG 2 SI 2500

FCV - VALVULAS DE CONTROL DE FLUJO

FCV VALVULA ACTUADOR DIMENSION (pulgadas) BRIDADA ANSI

1

TIPO TAPON FISHER

NORMALMENTE ABIERTA FLUJO MIN. 1500 GPM

NEUMATICO TIPO DIAFRAGMA 6-30 PSIG / CON I/P 6-30 PSIG 4-

20mA

8 SI 2500

M - VALVULAS DE CONTROL M VALVULA ACTUADOR DIMENSION


A1 COMPUERTA MOTOR ELECTRICO / 120 VAC / CONTROL LOCAL - REMOTO / LIMITORQUE

12 SI 150


12 SI 150


10 SI 300


10 SI 300

S - FILTROS

S STRAINER DIMENSION (pulgadas) BRIDADA ANSI

1 STRAINER CON DESGASIFICADOR 12 SI 150




FQI - MEDIDORES DE FLUJO FQI MEDIDOR DIMENSION


1

TIPO DESPLAZAMIENTO

POSITIVO / ATG INCLUIDO / TIKET PRINTER / FLUJO

MIN 1200 BL/H

8 SI 300

2

TIPO DESPLAZAMIENTO

POSITIVO / ATG INCLUIDO / TIKET PRINTER / FLUJO

MIN 1200 BL/H

8 SI 300

C / D - INSTRUMENTACION C/D/OTROS TAG TIPO

C1 LIT RADAR / OUT 4-20 MA C2 LLLS ON-OFF D1 TIT 0-300°F / 4-20 Ma D2 PIT 0-200 PSIG / 4-20 Ma D3 PIT 0-200 PSIG / 4-20 Ma D4 TIT 0-300°F / 4-20 Ma E1 FIT 0-1500 gpm / 4-20 Ma 1 PSL 0-100 PSIG /ON-OFF 2 PSH 0-5000 PSIG / ON-OFF

DETECTORES DE FUEGO

INTERRUPTORES REMOTOS

NOTA. Los datos del proceso en donde se aplican las valvulas e intrumentos se encuentran en los terminos de referencia, de acuerdo con esto , la empresa adjudicada al proyecto presentará los dimensionamientos y cracteristicas de las valvulas, medicion de flujo descarga e instrumentación con sus respectivos soportes de información técnica de manuales .

ANEXO J COSTOS DE CONSTRUCCION DE MONTAJE DE TUBERIA Y MARCOS H

DIAMETRO CEDULA LONGITUD COSTO UNIT. NUMERO DE TUBO COSTO SUELDA COSTO UNID. MARCOS H

PlG. A INSTALAR. TUBO TUBOS DÓLARES SUELDA / M. DÓLARES MARCOS H DÓLARES 6 40 90 294,84 8 2358,72 25,73 2.336,30 25,46 458,288 40 220 376 19 7144 38,73 8.595,02 25,46 1.120,248 160 210 2580,84 18 46455,12 109,96 23.395,72 25,46 1.069,32

24 40 90 1973,52 8 15788,16 128,35 11.653,16 TOTAL 71.746,00 45.980,20 2.647,84 GRAN TOTAL 120.374,04 COSTO TOTAL = 120.374,04 DÓLARES AMERICANOS (Ciento veinte mil trescientos setenta y cuatro dólares con 4 centavos) Nota: Los costos de suelda y marcos "H" se calcularon tomando como base el nuevo contrato de la COMPANIA CEMISE S.A. para tendido de líneas.

BIBLIOGRAFÍA

• Ing. Almeida Ramiro, Texto guía de Bombeo Hidráulico.

• Apuntes de Levantamiento artificial.

• Ing. Castillo Isaías, Manual de Operación de Bombeo Hidráulico,

1990, primera edición

• Dresser Oil Tools, Manual de Operación de Bombeo Hidráulico

• M. Wilson Kobe, Instructivo de Bombeo Hidráulico, 1990

• Ing. Ninazunta Marcelo, Proyecto de Repotenciación de la Red de

Power Oil del Campo Sacha,.

• Petroecuador, Operaciones de Superficie

• Petroproducción, Manual de Sistemas de Levantamiento Artificial,

• Ing. Quiroga Kleber, Producción de Petróleo.

• Sertecpet, Manual de Operación

• Jorge Pazmiño Urquizo, Sistema para diseñar Instalaciones de

Superficie de Producción, 1993, primera edición.

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