UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“ESTUDIO PARA EL MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE
PRODUCCIÓN DEL PAD MONO SUR EN LAS
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO MONO
(MPF), EN EL BLOQUE 7 DE PETROAMAZONAS EP”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO EN PETRÓLEOS
ARMANDO SANTIAGO BECERRA VALLEJO
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO
DECLARACIÓN
Yo ARMANDO SANTIAGO BECERRA VALLEJO, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título ““ESTUDIO PARA EL MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL PAD MONO
SUR EN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO MONO (MPF),
EN EL BLOQUE 7 DE PETROAMAZONAS EP”, que para aspirar al título de Ingeniero en Petróleos fue desarrollado por Armando Santiago Becerra Vallejo , bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el Reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
___________________ ING. VINICIO MELO DIRECTOR DE TESIS
DEDICATORIA
Le dedico a mi madre Laura Fanny Vallejo Marcillo de manera muy especial a quien con un inmenso esfuerzo y sacrificio supo darme la fortaleza, el apoyo anímico, moral y económico en todo momento, por conducirme por el sendero del buen camino e incentivarme día a día para así poder culminar con éxito mi carrera profesional. Y de igual manera a mi padre Armando Heriberto Becerra Totoy que de igual manera puso todo su apoyo y sacrificio para sacar a flote este proyecto
A mis amados padres, mis queridos hermanos, y a toda mi familia.
AGRADECIMIENTO
Agradezco a la Universidad Tecnológica Equinoccial, prestigiosa institución que me formó como profesional.
El agradecimiento desde el fondo de mi corazón a mis padres por saber guiarme durante toda mi vida estudiantil para así poder forjarme un futuro profesional.
Al Ing. Jorge Viteri M. Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería.
Al Ing. Vinicio Melo, Director de Tesis, por ser mi tutor y colaborador en la realización de mi tesis.
i ÍNDICE DE CONTENIDO
RESUMEN ... xiii
ABSTRACT ... xv
1.1 INTRODUCCIÓN ... 1
1.2 OBJETIVO GENERAL ... 3
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 3
2.1 MARCO TEÓRICO ... 6
2.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ... 7
2.3 GEOLOGÍA DE LA CUENCA ORIENTE ... 10
2.3.1 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL ... 10
2.3.1.1 Corredor Sacha-Shushufindi ... 11
2.3.1.2 Sistema Invertido Capirón-Tiputini ... 11
2.3.1.3 Pre-Cretácico ... 12
2.3.1.4 Cretácico ... 12
2.3.1.5 Paleógeno ... 13
2.3.1.6 Neógeno... 13
2.3.1.7 Cuaternario ... 14
2.4 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA Y ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE ... 15
2.4.1 BASAMENTO PRECÁMBRICO ... 15
2.4.2 FORMACIÓN PUMBUIZA (SILÚRICO - DEVÓNICO) ... 15
2.4.3 FORMACIÓN MACUMA (CARBONÍFERO-PÉRMICO) ... 15
2.5 MESOZÓICO - JURÁSICO ... 16
2.5.1 FORMACIÓN SANTIAGO (JURÁSICO INFERIOR) ... 16
2.5.2 FORMACIÓN CHAPIZA – MISAHUALLÍ (JURÁSICO MEDIO CRETÁCICO INFERIOR) ... 17
ii
2.6.1 FORMACIÓN HOLLÍN (ALBÍNO – APTÍANO INFERIOR) ... 18
2.6.2 GRUPO NAPO (ALBIANO INFERIOR – CAMPANIANO MEDIO) .... 19
2.7 CENOZÓICO (TERCIARIO)... 20
2.7.1 FORMACIÓN TENA (MAESTRICHTIANO INFERIOR PALEOCENO) ... 20
2.7.2 FORMACIÓN TIYUYACU INFERIOR ... 21
2.7.3 FORMACIONES TIYUYACU SUPERIOR – ORTEGUAZA - CHALCANA (EÓCENO MEDIO - OLIGOCÉNO) ... 22
2.7.4 FORMACIONES ARAJUNO - CURARAY - CHAMBIRA (MIOCENO INFERIOR-PLIOCENO) ... 23
2.7.5 FORMACIÓN MESA (PLIO - PLEISTOCENO) ... 24
2.8 CUATERNARIO ... 24
2.8.1 FORMACIÓN MERA (CUATERNARIO) ... 24
2.9 RESERVORIOS PRODUCTIVOS DEL BLOQUE 07 ... 24
2.10 CARACTERÍSTICAS DEL FLUIDO DEL CAMPO MONO ... 25
3.1 METODOLOGÌA ... 28
3.1 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO MONO MPF ... 28
3.1.1 SISTEMA DE SEPARACIÓN Y DESHIDRATACIÓN ... 28
3.1.2 SEPARADOR DE PRUEBA ... 29
3.1.3 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN ... 32
3.1.4 TANQUE-BOTA DE LAVADO ... 33
3.1.5 TANQUE DE ALMACENAMIENTO ... 35
3.1.6 TANQUE DE AGUA DE FORMACIÓN ... 36
3.1.7 SISTEMA DE GAS Y VENTEO ... 37
3.1.7.1 Domo de Gas ... 37
3.1.7.2 Tea de Venteo ... 38
3.1.7.3 Mechero ... 39
3.1.8 SISTEMA DE TRANSFERENCIA DE CRUDO ... 40
iii
3.1.8.2 Transferencia de Petróleo de Mono MPF hacia Gacela GPF ... 43
3.1.8.3 Control del Sistema de Tanques en Mono MPF ... 43
3.1.8.4 Válvulas de Presión y Vacío (VPV) ... 45
3.1.8.5 Unidad de Transferencia de Crudo ... 46
3.1.9 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS ... 48
3.1.9.1 Tratamiento Químico del Crudo ... 48
3.1.9.2 Químico Demulsificante ... 49
3.1.9.3 Químico Inhibidor de Corrosión ... 49
3.1.9.4 Químico Inhibidor de Escala ... 50
3.1.9.5 Químico Antiparafínico y Antiasfalténico ... 50
3.1.9.6 Químico Surfactante ... 50
3.1.9.7 Químico Biócida ... 51
3.1.9.8 Químico Clarificador ... 51
3.1.9.9 Desarrollo del Sistema de Inyección de Químicos en la .Estación Mono MPF ... 52
3.1.9.10 Tanques de Almacenamiento de Químicos... 53
3.1.9.11 Dosificación Diaria de Químico ... 53
3.1.9.12 Bombas para Inyectar Químicos ... 53
3.1.9.13 Puntos de Inyección ... 54
3.1.10 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ... 55
3.1.10.1 Re-inyección de Agua de Formación en Mono MPF ... 56
3.1.11 SISTEMA DE AIRE PARA UTILIDADES ... 57
3.1.11.1 Parámetros Operacionales del Sistema Neumático ... 59
3.1.12 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL HIDRÁULICO ... 60
3.1.12.1 Generalidades del Sistema de Levantamiento Artificial .de Bombeo Hidráulico ... 60
3.1.12.2 Principio de Operación de la Bomba Hidráulica tipo Jet ... 61
3.1.12.3 Principio de Venturi ... 62
3.1.12.4 Equipo del Sistema de Bombeo Hidráulico ... 62
3.1.12.5 Tipos de Bombas de Fondo ... 63
3.1.12.6 Bomba Hidráulica Tipo Pistón ... 64
iv
3.1.12.8 Equipo de Potencia en Superficie ... 66
3.1.12.9 Cabezal de Producción ... 67
3.1.13 SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ... 68
3.1.13.1 Parámetros de Funcionamiento ... 69
3.1.13.2 Transformador Eléctrico ... 70
3.2 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL WELL PAD MONO SUR ... 71
3.2.1 POTENCIAL DEL CAMPO MONO SEGÚN PRUEBAS DIARIAS DE PRODUCCIÓN ... 72
3.2.2 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL HIDRÁULICO ... 74
3.2.2.1 Manifold de Inyección ... 74
3.2.2.2 Cabezal de Producción ... 75
3.2.2.3 Manifold de Producción ... 75
3.2.2.4 Contador de Flujo ... 76
3.2.2.5 Tubería de Alta Presión ... 76
3.2.2.6 Válvula Reguladora de Flujo VRF ... 76
3.2.2.7 Turbina para Contabilizar Caudal ... 76
3.2.2.8 Válvula Reguladora de Presión VRP ... 77
3.2.2.9 Tanque de Almacenamiento ... 77
3.2.2.10 Transferencia del Fluido Producido del Well PAD hacia .Mono MPF ... 78
3.2.2.11 Módulos Vertical y Horizontal ... 78
3.2.2.12 Elementos Hidrociclones en el Módulo Vertical ... 80
3.2.3 SISTEMA DE COMBUSTIÓN DE GAS ... 81
3.2.3.1 Mechero o Tea ... 81
3.3 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ... 84
3.3.1 GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO ... 84
3.3.2 VISCOSIDAD ... 85
3.3.3 REGÍMENES DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS ... 86
3.3.3.1 Flujo Laminar ... 86
v
3.3.4 NÚMERO DE REYNOLDS ... 86
3.3.5 FACTOR DE FRICCIÓN (f) ... 87
3.3.5.1 Coeficiente de Fricción ... 88
3.3.5.2 Fricción debida a Variaciones de Velocidad y Dirección ... 89
3.3.5.3 Pérdidas por fricción debido a una Expansión brusca .de la Sección Transversal ... 89
3.3.5.4 Expansión y reducción del diámetro de tuberías ... 89
3.3.6 RUGOSIDAD DE TUBERÍA ... 90
3.3.7 ECUACIONES PARA CALCULAR LA PÉRDIDA DE CARGA POR ACCESORIOS ... 91
3.3.8 DESARROLLO DEL CÁLCULO DE PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN Y ACCESORIOS POR EL MÉTODO DE WILSON ... 92
3.3.8.1 Longitud e Identificación de Accesorios en Líneas de Flujo ... 92
3.3.9 CÁLCULO APLICADO A CONDICIONES DE OPERACIÓN Y FLUIDO DEL WELL PAD MONO SUR, HACIA LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN MONO MPF POR EL MÉTODO DE WILSON .. 93
3.3.9.1 Cálculo del Número de Reynolds del Fluido Producido en el.Well PAD Mono Sur ... 94
3.3.9.2 Gravedad Específica del Crudo GE ... 94
3.3.9.3 Densidad del Fluido Producido a 100 oF ... 95
3.3.9.4 Diámetro de la Tubería ... 95
3.3.9.5 Caudal del Fluido ... 95
3.3.9.6 Velocidad del Fluido ... 95
3.3.9.7 Viscosidad cinemática cSt ó (mm2/s) ... 96
3.3.9.8 Pérdidas de Carga Localizadas por Accesorios ... 100
3.3.10 SIMULACIÓN DE PRESIONES DEL WELL PAD MONO SUR ... 101
4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS ... 103
vi 4.2.1 PRIMERA PRUEBA CONTRA TANQUE CON 200 psi, EN
PRESIÓN DE CABEZA ... 111
4.2.2 SEGUNDA PRUEBA CONTRA TANQUE CON 175 psi, EN PRESIÓN DE CABEZA ... 114
4.3 ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO ... 116
4.3.1 COSTO TOTAL DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO EN MONO SUR ... 116
4.3.2 AMORTIZACIÓN DE ACTIVOS ... 117
4.3.3 INGRESOS DEL WELL PAD MONO SUR ... 117
4.3.4 RESULTADOS ... 118
5.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIOENS ... 119
5.1 CONCLUSIONES ... 120
vii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINAS
Tabla 1. Coordenadas geográficas del Campo Mono ... 7
Tabla 2. Características del fluido producido en el Campo Mono ... 27
Tabla 3. Dosificación de químicos en el Campo Mono ... 52
Tabla 4. Parámetros de operación de los equipos de generación ... 69
Tabla 5. Potencial de producción del Campo Mono ... 74
Tabla 6. Tipo de tubería y rugosidades ... 91
Tabla 7. Distancia entre el Well PAD Mono Sur, Centro y Mono MPF ... 93
Tabla 8. Resultados para ser remplazados en la Ecuación de Reynolds .... 96
Tabla 9. Resultados de cálculos ... 99
Tabla 10. Valores por pérdida de carga en accesorios ... 100
Tabla 11. Presiones del sistema de producción del Well PAD Mono Sur ... 101
Tabla 12. Potencial de producción del Well PAD Mono Sur ... 101
Tabla 13. Parámetros óptimos de operación en el Well PAD Mono Sur .... 102
Tabla 14. Parámetros de operación. Presión de cabeza 200 psi, prueba 1. 104 Tabla 15. Resultados de prueba de producción a 200 psi ... 105
Tabla 16. Diferencia de BFPD, BPPD y BAPD con una presión de cabeza d de 98 psi vs una presión de cabeza de 200 psi ... 105
Tabla 17. Parámetros de operación, presión de cabeza de 175 psi, p prueba 01 ... 106
Tabla 18. Resultado de pruebas de producción con una presión de cabezacabeza de 175 psi ... 108
Tabla 19. Diferencias de BFPD, BPPD y BAPD con una presión de. o operación a 98 psi y 175 psi ... 108
Tabla 20. Diferencias de BFPD, BPPD y BAPD en pruebas de . p producción a d diferentes presiones de cabeza ... 109
Tabla 21. Prueba 01, contra tanque CTK a 200 psi ... 112
Tabla 22. Diferencia de BFPD, BPPD y BAPD respecta a una PC:200 psi ... 113
Tabla 23. Resultados de la prueba contra tanque CTK 02. ... 114
viii Tabla 25. Costo de los equipos necesarios para el cambio de tanque en el
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINAS
Figura 1. Distribución del bloque 7 por campos ... 8
Figura 2. Mapacatastral petrolero del Ecuador ... 9
Figura 3. Corte estructural Oeste-Este de la Cuenca Oriente ... 14
Figura 4. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente Ecuatoriana ... 26
Figura 5. Separador de prueba ... 30
Figura 6. Carta para medición de gas ... 31
Figura 7. Separador de producción ... 32
Figura 8. Tanque bota de lavado ... 34
Figura 9. Tanque de almacenamiento de crudo ... 36
Figura 10. Tanque de agua de formación ... 37
Figura 11. Domo de gas ... 38
Figura 12. Tea de venteo ... 39
Figura 13. Tea o mechero ... 39
Figura 14. Bombas auxiliares, tipo centrífugas ... 42
Figura 15. Sistema de transferencia de crudo en Mono MPF ... 44
Figura 16. Varec (mecanismos de control de nivel) ... 45
Figura 17. Válvula de presión y vacío VPV ... 46
Figura 18. Unidad de transferencia de crudo ... 47
Figura 18. Unidad de transferencia de crudo ... 47
Figura 19. Bomba de inyección de químicos en Mono MPF ... 54
Figura 20. Sistema y puntos de inyección de químicos en Mono MPF ... 55
Figura 21. Sistema de re-inyección de agua de formación en MPF ... 58
Figura 22. Sistema neumático de las facilidades de producción Mono ... 59
Figura 23. Actuadores neumático de Mono MPF ... 60
Figura 24. Principio de Venturi ... 62
Figura 25. Elementos de superficie del sistema de bombeo hidráulico ... 63
Figura 26. Partes internas de la bomba hidráulica tipo Jet ... 65
Figura 27. Bomba reciprocante quíntuple, National 300Q-5 ... 67
x
Figura 29. Cuarto de distribución de corriente MCC ... 69
Figura 30. Generador CATERPILLAR 3516 ... 70
Figura 31. Manifold de producción del Well PAD Mono Sur ... 75
Figura 32. Módulos vertical y horizontal ... 79
Figura 33. Sistema de levantameinto artificial hidráulico ... 81
Figura 34. Tea o Mechero ... 82
Figura 35. Diagrama del Well PAD Mono Sur ... 83
Figura 36. Presión de cabeza vs BFPD ... 109
Figura 37. Presión de cabeza vs BPPD ... 110
Figura 38. Presión de cabeza vs BAPD ... 110
Figura 39. Producción diaria a 98 175 y 200 psi en presión de cabeza ... 111
Figura 40. Prueba contra-tanque con 200 psi en la presión de cabeza ... 113
Figura 41. Prueba contra-tanque con 175 psi en la presión de cabeza ... 115
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINAS
Ecuación 1. Cálculo de gas en MPCSD ... 30
Ecuación 2. Balance de masa, se determina BSW real del fluido ... 73
Ecuación 3. ° API del petróleo ... 84
Ecuación 4. Gravedad específica derivada del ° API del petróleo ... 84
Ecuación 5. Viscosidad de un líquido ... 85
Ecuación 6. Viscosidad cinemática ... 86
Ecuación 7. Número de reynolds ... 87
Ecuación 8. Coeficiente de fricción ... 88
Ecuación 9. Coeficiente de fricción en tuberías rugosas ... 88
Ecuación 10. Coeficiente de fricción por el método de Colebrook ... 88
Ecuación 11. Expansión y reducción del diámetro de tuberías ... 90
Ecuación 12. Darcy ... 91
Ecuación 13. Densidad del petróleo a cualquier otra temperatura ... 94
Ecuación 14.Viscosidad cinemática del agua, cualquier otra temperatura .... 96
Ecuación 15.Indice de viscosdad agua/petróleo a cualquier °T ... 97
Ecuación 16.Indice de viscosdad de la mezcla agua/petróle ... 97
Ecuación 17.Viscosidad cinemática de la mezcla cSt ... 97
Ecuación 18.Número de Reynolds adimensional ... 98
Ecuación 19.Coeficiente de fricción ... 99
Ecuación 20.Diferencial de presión, psi ... 99
xii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINAS
Anexo 1. Facilidades de producción de Mono MPF ... 125
Anexo 2. Plano de las facilidades de producción de Mono MPF... 126
Anexo 3. Diagrama del sistema de levantamiento hidráulico del pozo M oMono 04 ... 127
Anexo 4. Sistema de levantamiento artificial hidráulico abierto... 128
Anexo 5. Coeficientes de rugosidad en tuberías ... 128
Anexo 6. Diagrama de Moody ... 129
Anexo 7. Tabla para determinar la densidad del agua a diferentes °T... 130
Anexo 8. Tabla de espesores en tuberías de acero inoxidable ... 131
Anexo 9. Diagrama de completación del pozo Mono 03 ... 132
Anexo 10. Diagrama de completación del pozo Mono 04 ... 133
Anexo 11. Diagrama de completación del pozo Mono 06 ... 134
Anexo 12. Diagrama de completación del pozo Mono 07 ... 135
Anexo 13. Diagrama de completación del pozo Mono 08 ... 136
Anexo 14. Diagrama de completación del pozo Mono 09 ... 137
Anexo 15. Diagrama de completación del pozo Mono 10 ... 138
Anexo 16. Diagrama de completación del pozo Mono 11 ... 139
xiii RESUMEN
El Campo Mono que pertenece al Bloque 07 operado por PETROAMAZONAS EP en el distrito Amazónico ecuatoriano, ubicado en la provincia Francisco de Orellana, posee una producción de crudo marginal, con un alto contenido de agua y un grado API promedio de 22.1°.
El presente proyecto de titulación está enfocado en realizar el “ESTUDIO PARA EL MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL PAD MONO SUR EN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO MONO (MPF), EN EL BLOQUE 7 DE PETROAMAZONAS EP”, para observar cual es el comportamiento de los pozos productores del Well PAD. Por medio de pruebas de presiones en el sistema de producción y por medio de pruebas de campo que son pruebas por contadores y pruebas por medidas en el tanque de producción.
Este proyecto empieza a partir de la necesidad de realizar una mejora al sistema de producción del Well PAD Mono Sur, ya que tiene la necesidad de realizar un cambio al sistema por que tiene en uno de sus equipos un problema de deterioro por corrosión en su estructura interna y este es el tanque de almacenamiento de fluido producido en el PAD.
Se planteó la idea de realizar una variante en el sistema de producción para que el fluido producido pueda llegar a Mono MPF sin la necesidad de ser transferido por una bomba de transferencia y mediante la presión que se tiene en el módulo horizontal sea la suficiente para poder vencer la columna de fluido y llegue a Mono MPF.
xiv A continuación, en el Segundo Capítulo, se detalla la ubicación geográfica, la descripción geológica, estructural y estratigráfica de los yacimientos que se encuentran en el Campo Mono. Se detallan las características de los fluidos que se producen en el Campo Mono.
En el tercer Capítulo, se realiza una descripción general de las facilidades de producción de Mono MPF y del Well PAD Mono Sur, además se detalla las características, equipos y componentes que existen en el campo, se menciona el potencial del Campo Mono y del Well PAD Mono Sur, se detallan las propiedades físicas de los fluidos y se desarrollo el cálculo de pérdida de presión por fricción y accesorios en un tramo horizontal de tubería.
Posteriormente en el Cuarto Capítulo, se detalla el análisis de resultados de los cálculos realizados, se realiza un análisis de factibilidad en el sistema para simular a diferentes presiones de cabeza, se hace pruebas por contadores y pruebas por niveles del tanque y se tiene el análisis económico del proyecto.
Para finalizar en el Quinto Capítulo se indican las conclusiones y recomendaciones más sobresalientes obtenidas al finalizar el proyecto.
xv ABSTRACT
Mono Field belonging to Block 07 operated by PETROAMAZONAS EP in the districtEcuadorian Amazon, located in the province of Francisco de Orellana, and has a marginal oil production, with high water content and a grade average of 22.1 ° API..
This project is focused on making the "STUDY FOR THE IMPROVEMENT OF PRODUCTION PROCESS IN THE WELL PAD MONO SOUTH IN THE PRODUCTION FACILITIES MONO (MPF), IN BLOCK 7 OF PETROAMAZONAS EP", which is to observe the behavior producing wells from Well PAD. Through testing pressures in the production system and through field tests are tests for accountants and testing measures in tank production. .
This project starts from the need to improve production system in the Well PAD Mono South, as has the need to make a change to the system by having one of their teams a corrosion problem of deterioration in its structure
and this is the internal fluid storage tank produced in the PAD. ..
Raised the idea of a variant in the production system so that the produced fluid can reach Mono MPF without being transferred by a transfer pump and the pressure means is in the horizontal module is sufficient to overcome the fluid column reaches and Mono MPF. . .
xvi Then, in the second chapter, detailing the geographical location, geological description, structural and stratigraphic reservoirs found in the Mono field. Shows the characteristics of the fluid which occur in the field Mono.
In the third chapter, details a general description of the production facilities and the Mono MPF and the Well PAD Mono South, detailed features, equipment and components that exist in the field, mentioned the potential of Monofield and the PAD South Mono, details the physical properties of the fluid and calculating development frictional pressure loss and accessories in a horizontal section of pipe. . .
Later in the fourth chapter details the analysis results of the calculations, performed a feasibility analysis to simulate the system at different pressure head, is testing meters and tank level testing and analysis has project economic.
Finally in the fifth chapter provides conclusions and recommendations obtained outstanding upon completion of the project. . .
1
1.1 INTRODUCCIÓN
El Bloque 7 lleva más de 20 años en la operación de producción de petróleo, se encuentra ubicado en la provincia de Francisco de Orellana. ElCampo Mono donde se realizó el estudio se encuentra a 58km al sur oeste de la capital de Francisco de Orellana (Coca).
2
y control de las operaciones del consorcio. El consorcio mantenía con el estado Ecuatoriano un contrato de exploración y explotación de hidrocarburos en el bloque 7 y en el bloque 21 de la región Amazónica.
3
1.2 OBJETIVO GENERAL
Estudiar el proceso de producción del Well PAD Mono Sur en las facilidades de producción del Campo Mono MPF, en el bloque 7 de Petroamazonas EP para su mejoramiento.
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Describir las características geológicas y petrofísicas del yacimiento productor y las propiedades PVT (presión, volumen, temperatura) de los fluidos producidos.
• Describir y evaluar los equipos utilizados en el proceso de producción en el Well PAD Sur del Campo Mono.
• Analizar una alternativa de transferencia de los fluidos producidos del Well PAD Mono Sur.
• Rediseñar las condiciones operativas de presión de cabeza de cada uno de los pozos productores del Well PAD Mono Sur.
El Well PAD Mono Sur se encuentra ubicado en el Campo Mono en el distrito amazónico, en la provincia de Francisco de Orellana, en el bloque 7 operado por PETROAMAZONAS EP, y las facilidades de producción (tuberías, válvulas, bota de gas, tanques de producción, etc) iniciaron sus operaciones en el año 1994, el Campo Mono es el más antiguo en producción del bloque.
4
producción, para poder direccionar los fluidos de todo el sistema hacia lasfacilidades de producción de Mono MPF, y de tal manera se podrá optimizar el proceso, sin que intervengan la bota de gas, el tanque de producción y las bombas de transferencia del Well PAD Mono Sur por los problemas ya mencionados. Si se realizará esta variante en el sistema de operación se producirán varios cambios en las variables del proceso, como puede ser el aumento de presiones en todo el sistema, especialmente en los módulos horizontales y verticales del sistema de levantamiento artificial hidráulico. Probablemente se va a tener algún tipo de restricción en el aporte de cada pozo productor eso se determina con el análisis que se realiza en este estudió.
5
realiza la variante propuesta se va a incrementar la presión de todo el sistema de levantamiento artificial hidráulico abierto, esto nos lleva a tener un incremento en la presión de cabeza y se verificó por medio de pruebas de producción realizadas en el campo a cada uno de los pozos del Well PAD Mono Sur que hubo un descenso o bajóel aporte de los pozos por que se presento una restricción mayor en el sistema de producción, si este estudio no se realiza se tendrá problemas graves para la producción futura ya que el tanque podría colapsar y se procederían a cerrar los pozos del Well PAD Mono Sur.
6
2.1 MARCO TEÓRICO
El estudió que se realizó en el Campo Mono, el más lejano del bloque 7 al Sur-Oeste del mismo, al momento que se hizo el estudió el campo estaba produciendo 4.455 barriles de fluido por día, de los cuales 750 barriles son de petróleo por día y 3.705 barriles son de agua de formación por día,con un °API ponderado de 22.4.
En el Campo Mono se produce de dos PADS (Well PAD Mono Sur y Well PAD Mono Centro) que se encuentran a una distancia de 2.788 y 6.069 pies de las facilidades de producción Mono MPF.El Well PAD Mono Centro o C consta de dos pozos,un pozo productor denominado Mono 10 el cual consta de un sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico y un pozo reinyector de agua de formación producida en el campo que se inyecta a la arena Hollín Principal,denominado pozo reinyector Mono 12, en el PAD B o también conocido como Well PAD Mono Sur se tienen 5 pozos de extracción de crudo, de los cuales 4 están operativos Mono 7,8,9 y 11en estos el sistema de levantamiento artificial es por bombeo hidráulico y un pozo se encuentra cerrado a la espera de reacondicionamiento por interconexión tubing-casing este es el pozo Mono 6.
7
En Mono MPF se tiene un Well PAD de 5 pozos Mono 1, 2, 3, 4 y 5 de los cuales sólo 2 están en producción Mono 3 y 4. El pozo Mono 3 tiene un sistema de levantamiento artificial tipo BES (Bombeo eléctrico sumergible) y el pozo Mono 4 tiene un sistema de levantamiento artificial con bombeo hidráulico.
2.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El Campo Mono donde se realizó este estudio, se encuentra ubicado a 58km al sur oeste de la ciudad del Coca.
En la tabla 1 se indican las coordenadas geográficas y métricas del campo donde se realizó el estudio.
Tabla 1. Coordenadas geográficas del Campo Mono
COORDENADAS GEOGRÁFICAS Y MÉTRICAS DEL CAMPO MONO
MONO MPF Longitud en línea recta
Latitud 0° 50' 22.93" S De Mono MPF a Mono B 6.069pies
Longitud 77° 02' 52.29" O De Mono MPF a Mono 10 2.788 pies
Altitud 1.007 pies De Mono C a Mono B 3.608 pies
Precisión 115 pies
WELL PAD MONO SUR O B
Latitud 0° 51' 11.47" S Longitud en línea recta
Longitud 77° 02' 51.74" O De Mono MPF a Mono B 6.069 pies
Altitud 1.043 pies De Mono MPF a Mono 10 2.788 pies
Precisión 66 pies De Mono C a Mono B 3.608 pies
WELL PAD MONO CENTRO O C
Latitud 0° 50' 43.51" S
Longitud 77° 03' 14.59"0
Altitud 1.076 pies
Precisión 49 pies
8
como un campo maduro con una producción promedio de 4.455 barriles de fluido por día, de los cuales 750 barriles son de petróleo por día y 3.705 barriles son de agua de formación por día, con un °API ponderado de 22,4 con estos datos obtenidos se indica que el Campo Mono tiene un alto porcentaje de agua de formación producida.En la figura 1 se observa el área del bloque 7 y el Campo Mono en el cual se realizó el estudio, adicionalmente podemos observar los Campos Jaguar, Oso, Lobo, Gacela y el Campo unificado Coca-Payamino.
Figura 1. Distribución del Bloque 7 por campos
PETROAMAZONAS EP, 2010
9
10
2.3 GEOLOGÍA DE LA CUENCA ORIENTE
La Cuenca Oriente Ecuatoriana se encuentra ubicada al Este de la Cordillera de los Andes, entre los 77º45' y 75º15' de Longitud Occidental y 0º15' de Latitud Norte y 4º30' de Latitud Sur. El oriente ecuatoriano no es sino una parte de la vasta cuenca, o de la cadena de cuencas sucesivas que se desarrollaron desde Venezuela hasta Bolivia entre la Cordillera de los Andes y el escudo Guayano – Brasileño.
2.3.1 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
11
2.3.1.1 Corredor Sacha-Shushufindi
Este corredor, ubicado en la parte central de la cuenca, abarca los campos petroleros más importantes del Ecuador. Está limitado por mega-fallas de rumbo que originan estructuras en flor positivas como el Campo Shushufindi. Corresponde a la inversión de un sistema de grabens y semi-grabens de edad Triásico superior -Jurásico inferior que se prolonga probablemente hacia el sur en el Levantamiento Cutucú. La primera etapa de inversión y estructuración de los campos petroleros corresponde a la fase de deformación peruana que se desarrolló entre el Coniaciano y el Maestrichtiano y es contemporánea de las extrusiones de cuerpos volcánicos a lo largo de las mega-fallas, debido a la presencia de un Punto Caliente situado en esa época debajo del Campo Auca. Está anomalía térmica originó una cocina conocida comoCocina Auca,que generó y expulsó petróleo en el sistema Napo, a partir del Eoceno. El petróleo de los reservorios de la Formación Napo en las estructuras Sacha y Shushufindi proviene probablemente de las lutitas Napo Basal de la Cocina Auca. El petróleo encontrado en la Hollín de las mismas estructuras es diferente y podría provenir del sistema Sacha/Santiago presente en los grabens y semi-grabens.
2.3.1.2 Sistema Invertido Capirón-Tiputini
pre-12 cretácico que generó desde la cuenca extensiva invertida. Más al Noroeste Yuturi, Pañacocha, el petróleo es más liviano y puede provenir de la Cocina Bermejo o Cocina Quito. Entre los ciclos tectono-sedimentarios definidos, se diferencian los del Pre-Cretácico, del Cretácico, del Paleógeno, Neógeno, Cuaternario.
2.3.1.3 Pre-Cretácico
Las formaciones Paleozoicas Pumbuiza y Macuma son de poco interés en los sistemas petrolíferos de la Cuenca Oriente. Están en gran parte erosionadas y aparecen principalmente en el substrato de los grabens triásicos y jurásicos. Algunos intervalos de arcillas de la Formación Macuma pueden constituir niveles de roca madre, pero son de muy poco espesor. El ciclo Permo-Triásico, definido en Perú (Formación Mitu), constituye probablemente el relleno sedimentario de los grabens del borde oriental de la Cuenca del Sistema Invertido Capirón-Tiputini. La poca información disponible no permite especular sobre sus características sedimentológicas y tectónicas. El Ciclo Sacha/Santiago (Triásico superior –Jurásico inferior) es equivalente de la Formación Pucará de Perú. Forma el relleno de los grabens del Corredor Sacha-Shushufindi y aflora en el Levantamiento Cutucú. Su potencial como roca madre está probada, pudo haber alimentado gran parte de los reservorios de la Formación Hollín. El ciclo Chapiza/Yaupi/Misahullí (Jurásico medio-Cretácico Basal) fue controlado por el arco volcánico jurásico de orientación NNE-SSO, conocido desde el Perú hasta Colombia. Sella en discordancia erosiva los grabens permo-triásicos y jurásicos. Puede constituir eventualmente un buen sello para potenciales reservorios ubicados en los grabens.
2.3.1.4 Cretácico
13 cuenca tenía una geometría bastante diferente de la cuenca actual; se profundizaba progresivamente hacia el suroeste. Los ciclos Napo Superior (Coniaciano-Campaniano) y Tena Inferior (Maestrichtiano) son muy importantes en la historia de la Cuenca Oriente. Corresponden al inicio de la inversión de los grabens pre-cretácicos del Corredor Sacha-Shushufindi. Todas las trampas petrolíferas de este corredor estructural empezaron a desarrollarse durante esa época. Esta primera etapa de inversión coincide con la fase de deformación compresiva peruana definida más al sur, y es contemporánea de la extrusión de cuerpos volcánicos a lo largo delCorredor Sacha-Shushufindi (punto caliente). En esa época, hubo también un importante levantamiento en el centro oeste de la cuenca que originó una discordancia progresiva en la Basal Tena.
2.3.1.5 Paleógeno
El Ciclo Tena Inferior (Paleoceno), limitado en su base por un hiato sedimentario, se depositó en una cuenca que sufrió una intensa erosión en su borde oriental al final del Paleoceno. Esta superficie de erosión, visible en toda la cuenca, constituye la base del Ciclo Tiyuyacu Inferior (Eoceno inferior. a medio) que registró el inicio de la formación de la Cuenca Oriente, y probablemente la primera fase de deformación del Sistema Invertido Capirón-Tiputini. La sedimentación de la Tiyuyacu Inferior provocó el primer pulso de generación y de expulsión de hidrocarburos en la Cocina Auca y en la Cocina Bermejo. El Ciclo Tiyuyacu Superior-Orteguaza (Eoceno superior a Oligoceno inferior) empieza con una superficie de erosión que peneplanizó toda la cuenca y que se correlaciona con un cambio eustático (regresión de la base del Eoceno superior). Se caracteriza por un régimen de calma tectónica que permitió el ingreso del mar (transgresión) en algunos sitios de la cuenca amazónica, lo que originó la depositación de la Formación Orteguaza en su facie marina.
2.3.1.6 Neógeno
14 contexto de tectónica transgresiva. La cuenca era estrecha, se desarrollaba según un eje Norte Sur, tenía alimentación del Oeste por la cordillera y del este por el Sistema Invertido Capirón-Tiputini y se profundizaba hacia el Sur. Las tasas de subsidencia y sedimentación relativamente fuertes originaron un segundo pulso de generación y expulsión de hidrocarburos.
2.3.1.7 Cuaternario
Este ciclo corresponde a la continuación del ciclo Neógeno, se caracteriza por importantes movimientos tectónicos que se manifiestan por un levantamiento rápido del sistema Subandino asociado a una intensa actividad volcánica. Se traduce también por una reactivación de las antiguas fallas que estructuraron las trampas petrolíferas.Las características de los ciclos tectono-sedimentarios Hollín-Napo Inferior y Napo Superior pueden ser precisados por un estudio de las relaciones tectónicas sedimentarias en ciertos campos petroleros de la parte norte de la cuenca.A nivel de sistema petrolífero, el sistema Hollín-Napo está bien definido, falta ahora caracterizar el sistema Sacha/Santiago cuyo potencial como roca generadora está probado.En la figura 3 se puede apreciar el corte estructural de oeste a este de la Cuenca Oriente y su distribución de los plays petroleros
Figura 3. Corte estructural Oeste-Este de la Cuenca Oriente
15
2.4 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA Y ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA
ORIENTE
2.4.1 BASAMENTO PRECÁMBRICO
Las rocas de edad Precámbrica, componen los escudos de Guayana y Brasil, en algunos pozos de la Cuenca Oriente se encontraron rocas cristalinas, las cuales se adjudican generalmente al Precámbrico. Las rocas Metamórficas de edad Precámbrica se encuentran en Marañacu, Cancrio, Tiputini y Shell en esta última están directamente cubiertos por la Formación Hollín pero es incierto si ellas representan a las rocas cristalinas precámbricas del escudo Guayanés, que está expuesto en la parte sureste de Colombia.
2.4.2 FORMACIÓN PUMBUIZA (SILÚRICO - DEVÓNICO)
Su afloramiento se localiza a lo largo del río Pumbuiza en la parte norte de la cordillera del Cutucú desde su nacimiento hasta la desembocadura con el río Macuma. Afloran pizarras grises a negras, en algunos lugares grafitosas, areniscas cuarcíticas duras de grano fino y conglomerados de color gris oscuro con clastos subangulares a subredondeados muy compactos y matriz silícea, estas rocas han sufrido fuerte plegamiento y fallamiento, no se conoce el espesor ni la base de la formación, pero está discordantemente sobrepuesta por calizas carboníferas de la formación Macuma. Con el análisis geofísico se puede interpretar que se encuentra en discordancia angular con el basamento cristalino. Reportes de fósiles braquiópodos (Língula) admiten una edad Paleozoico Pre–Carbonífero (Siluriano– Devoniano), el ambiente de depositación es marino costanero, de acuerdo a los análisis palinológicos la extensión original de ella también es desconocida.
2.4.3 FORMACIÓN MACUMA (CARBONÍFERO-PÉRMICO)
16 también en ciertas secciones sísmicas en el norte de la cuenca, igualmente en el norte del levantamiento del Cutucú ,tiene un contacto discordante con la formación Chapiza suprayacente, lo que sugiere que la formación Santiago se acuña y desaparece en el área del cerro Macuma. La Formación Macuma tiene un espesor aproximado de 4.510 pies.La Formación Macuma se divide en dos miembros.
• El Miembro Inferior se compone de un conglomerado cuarcítico gris verdoso, muy compacto sin porosidad y permeabilidad. Intercalaciones de calizas silíceas de color gris oscuro muy fosilífero con lutitas pizarrosas y esquistos arcillosos, el espesor de esta sección oscila entre los 492 y 656 pies.
• El Miembro Superior es una secuencia potente de capas delgadas de calizas de color gris oscuro, pasando hacia arriba a margas y arcillolitas, gradando en la parte superior a areniscas calcáreas.
La Formación Macuma se encontró en algunos pozos por ejemplo en Macuma 1, Auca 3, Shushufindi 39 A, Guarumo 1, Sacha profundo, en este último el ambiente de depositación de acuerdo al análisis litológico y del registro eléctrico de dipmeter indica un ambiente transicional. En la parte inferior lo sedimentos se depositaron a una profundidad aproximada de 0 a 30 pies y la superior que corresponde a calizas y lutitas se depositaron a una profundidad de 90 a 300 pies.
2.5 MESOZÓICO - JURÁSICO
2.5.1 FORMACIÓN SANTIAGO (JURÁSICO INFERIOR)
17 intraformacionales de brechas, tobas, intrusiones porfiríticas y diabasas submarinas. Un cambio de facies similar es aparente en el Norte del Perú entre el grupo Pucará en el Este y el grupo Zana en el Oeste, laFormación Santiago se extiende al sur hacia el Perú, pero no es conocida en el resto de la Cuenca Oriente,La columna estratigráfica en el Río Mangozisa presenta en la parte inferior calizas silíceas con vetas secundarias de calcita intercaladas por limolitas, areniscas y lutitas en la parte superior se encuentran areniscas de color gris claro de grano muy fino con poca porosidad y algo limolítica, la secuencia está intrincadamente plegada y fallada, pero su potencia está entre 4.920 a los 8.856 pies.
2.5.2 FORMACIÓN CHAPIZA – MISAHUALLÍ (JURÁSICO MEDIO –
CRETÁCICO INFERIOR)
La formación Chapiza fue denominadapor encontrarse presente sus afloramientos a lo largo del río Chapiza, de acuerdo a la información tomada de los afloramientos se divide en tres miembros, los cuales son afloramiento inferior con capas rojas y verdes, afloramiento medio con capas rojas y afloramiento superior con facies de lavas y piroclastos, denominada Misahuallí. El espesor de la secuencia varía de 1.968 a 13.000 pies, siendo las facies volcánicas más predominantes hacia el norte. La formación Chapiza está expuesta en muchos lugares de la zona subandina al sur de la Cuenca Oriente, pero es ausente en el flanco oeste, donde la formación Santiago está sobre expuesta directamente por las areniscas de la formación Hollín. Subyace a las rocas cretácicas de la región Napo – Galeras y las intersecciones de las perforaciones indican que ella también subyace del cretácico – terciario en muchos lugares al Este del oriente, adelgazándose hacia el Este, frente al Escudo Guyanés.
La Formación Chapiza a sido subdividida en:
18 gran extensión en el Perú, donde forman los numerosos diapiros de sal en la zona subandina. Es posible que existan en el Ecuador tales diapiros
La Formación Chapiza Media, con un espesor máximo de 3.280 pies comprende lutitas rojas y areniscas sin evaporitas.La Formación Chapiza Superior (Misahualli), alcanza 6.560 pies en espesor y consiste de lutitas rojas, areniscas y conglomerados interestratificados con tobas violáceas, grises y verdes, brechas tobáceas y basaltos.Es de ambiente continental indicando las capas rojas una depositación tipo litoral de clima árido. La base de la formación Chapiza es vista únicamente al Sur del Ecuador, subyace en contacto discordante a la Formación Santiago del Liásico (Sur del Cutucú) o sobre la Macuma del Carbonífero (norte del Cutucú) indicando que la Santiago aparentemente se acuña ligeramente entre Macuma y Chapiza. El tope de Chapiza está marcado por el recubrimiento Hollín, pero la discordancia puede ser únicamente de importancia local. Información palinológica indica que la Chapiza no sólo incluye el límite Jurásico — Cretácico, sino tiene un rango en edad hasta el Neocomiense — Aptiano.
2.6 CRETÁCICO
2.6.1 FORMACIÓN HOLLÍN (ALBÍNO – APTÍANO INFERIOR)
La Formación Hollín es el reservorio más importante de la Cuenca Oriente del Ecuador, entre la formación subyacente Chapiza y Hollín, existe una discordancia angular con excepción del flanco del Cutucú Sur.
19 elementos marinos en su parte superior donde la depositación tuvo lugar en aguas poco profundas sobre un ambiente extenso de plataforma lagunar o deltáica estando el origen de los detritos al este. Tiene un espesor de 260 a 780 piese incluye lutitas fracturadas, capas guijarrosas delgadas, limolitas. Hacia el sur de la cuenca (cordillera del Cutucú), el espesor es máximo y bastante grande en la parte central de la cuenca (pozos Águila y Tigüino) y en la región del domo de Napo; disminuye hacia el oeste en la depresión tectónica de Mera – Puyo. La Formación Hollín está ausente en la parte noreste de la cuenca (pozos Margaret, Vinita). En esta formación se encontraron microfósiles, restos de plantas, lechos carbonosos, presencia de pólenes de angioespermas, lo que permitió con dataciones palinólogicas determinar que la base de la formación Hollín no es más antigua que la base del Aptiano superior. La Formación Hollín se divide en dos unidades informales: Hollín Superior (Hollín secundario) y Hollín Inferior (Hollín principal)
2.6.2 GRUPO NAPO (ALBIANO INFERIOR – CAMPANIANO MEDIO)
20 base, las lutitas Napo basal de color negro, las calizas T con intercalaciones de margas glauconíticas y las areniscas T.
La Formación Napo Inferior (Albiano Superior – Cenomaniano Superior), posee un espesor aproximado de 200 pies, comprende la caliza B que son calizas margosas de medio anóxico alternadas con lutitas negras; y las Areniscas U y T, glauconíticas, masivas, a menudo divididas en dos y tres miembros por niveles lutáceos, localmente con calizas. Hacia la zona subandina cambian a facies de areniscas muy finas y limo – arcillosas.Formación Napo Medio (Turoniano), tiene un espesor de 246 a 295 pies, es una unidad calcárea marina, compuesta por las calizas A de color gris oscuras a negras, ocasionalmente con cherts culminando con margas y calizas, en cuya base ocasionalmente se desarrollan depósitos arenosos conocidos como Arenisca M-2.
La formación Napo Superior (Coniciano inferior – Campaniano Medio), alcanza 1050 pies de espesor, de base a tope, comprende: una secuencia de lutitas con intercalaciones de bancos calcáreos; la Caliza M-1 integrada por calizas y lutitas oscuras, la Arenisca M-1 inferior que consiste de lutitas con intercalaciones delgadas e intercalaciones de areniscas y la Arenisca M-1masiva que es una secuencia grano – decreciente de areniscas discordantes cubiertas por un delgado nivel lutáceo
2.7 CENOZÓICO (TERCIARIO)
2.7.1 FORMACIÓN TENA (MAESTRICHTIANO INFERIOR PALEOCENO)
21 silicificados) y hacia el tope conglomerados, los colores rojos son la consecuencia de la meteorización.El espesor de la Tena alcanza los 3.200 pies, cuando está conservada en su totalidad (Cutucú), al sur del río Pastaza. La edad de la Tena es en gran parte Maestritchtiense y abarca el límite Cretácico – Tercíario. La formación Tena es indicadora de un cambio significativo de sedimentación Cretácica – terciaria en el oriente, marcando una regresión marina y la emergencia de la naciente cordillera, cuya erosión proveyó la principal fuente de material clástico a la Cuenca del Oriente desde el Maestritchtiense en adelante.
La Formación Tena se divide en dos miembros:
Tena Inferior, consiste en limolitas y areniscas rojas continentales de grano fino, y descansan en concordancia sobre las areniscas y limolitas Tena Basal, está última constituye una superficie de erosión, sobreyacida por areniscas o conglomerados.
Tena Superior, consiste en limolitas y areniscas de grano más grueso que el miembro inferior, entre estos dos miembros existe un hiato de sedimentación.
2.7.2 FORMACIÓN TIYUYACU INFERIOR
22 El ambiente sedimentario es de tipo fluvial y corresponde a ríos proximales intermitentes o con larga estación seca. La potencia en su espesor de la Formación Tiyuyacu Inferior varía entre 328 y 1.640 pies.
Al sur del río Pastaza la secuencia equivalente se denominaba Cuzutca con una litología ligeramente diferente, la base de la Cuzutca forman conglomerados sobrepuestos por areniscas muchas veces glauconíticas y piríticas y lutitas de color gris - verde hasta rojo. En la parte media preponderan areniscas cuarzosas marinas, mientras que el tercio superior es formado por lutitas de color rojo, actualmente esta ha sido incluida dentro de la Formación Tiyuyacu.
2.7.3 FORMACIONES TIYUYACU SUPERIOR – ORTEGUAZA -
CHALCANA (EÓCENO MEDIO - OLIGOCÉNO)
La Formación Tiyuyacu Superior presenta una base erosiva, la misma que generalmente fue rellenada por areniscas o conglomerados, al igual que la formación Tiyuyacu Inferior, está compuesta por conglomerados en la base y arcillas y areniscas en el tope con la diferencia que los conglomerados son esencialmente de cuarzo lechoso, translucido y muy poco Chert, con tamaño de clasto que fluctúa entre los 2 y 3 pulgadas. La potencia en el espesor de esta formación varía entre 328 y 650 pies.
La Formación Orteguaza yace sobre la formación Tiyuyacu Superior y se encuentra debajo de sedimentos continentales fluviales de la Formación Chalcana. Está constituida por una serie marina somera compuesta por areniscas grises y verduscas y lutitas gris verdosas a negras.Los únicos afloramientos descritos se pueden observar en el sistema Subandino norte (Río Aguarico). El color negro o gris muy oscuro de las lutitas, su fisilidad y la presencia de nódulos piríticos indican un ambiente reductor, como es el caso de una plataforma marina interna. En sísmica, el contacto Tiyuyacu superior — Orteguaza corresponde a un fuerte reflector que marca el paso del ambiente continental a marino.
23 facies continentales de la Formación Orteguaza y está constituida por arcillolitas rojas y esporádicas intercalaciones de areniscas conglomeráticas, el espesor es de 3.600 pies, depositada en un ambiente continental.
2.7.4 FORMACIONES ARAJUNO - CURARAY - CHAMBIRA (MIOCENO
INFERIOR-PLIOCENO)
En la Formación Arajuno (Mioceno Inferior), las facies empiezan a volverse otra vez más gruesas, probablemente con relación con movimientos de ascensión de la cordillera. La secuencia empieza con arenisca y conglomerado con un marcado contenido de hornblenda, la parte media de la formación está representada por arcillas rojas, la parte superior por areniscas con intercalaciones de lignito con una fauna de réptiles y moluscos de agua dulce. La parte inferior de esta formación contiene material tufogénico y bentonita. El espesor de esta formación varía entre 328 y 3.280 pies.
La Formación Curaray (Mioceno Inferior -Superior) está confinada al Este del Oriente, en donde subyace gran parte del terreno o cubierta por jungla bajo delgadas capas aluviales. La formación consiste de una potente serie de arcillas rojas verdosas y azuladas bien estratificadas, localmente se encuentra yeso, alternando con horizontes de arenisca de grano fino, horizontes tobáceos y carbonáceos ligníticos son comunes. Esta formación contiene abundante fauna de agua dulce y ocasionalmente salobre. La secuencia tiene por lo menos 2.460 pies de espesor y probablemente representa un ambiente entre lacustre y de estuario comparado con las condiciones de agua dulce de la gran formación mayormente sincrónica Arajuno.
24
2.7.5 FORMACIÓN MESA (PLIO—PLEISTOCENO)
La Formación Mesa (conocida anteriormente como Rotuno al Sur del Río Pastaza) comprende una serie de terrazas disectadas, compuestas de depósitos elásticos de medio a gruesos, derivados de la continua erosión de la sierra. La formación es más gruesa en la parte Oeste, cerca de la Cordillera con un espesor aproximado de 3.280 pies, mientras que al Este de la zona Subandina es de apenas 328 pies de espesor, aunque todavía se encuentran varios horizontes tobáceos, las terrazas muestran evidencia de fallamiento y levantamiento y están parcialmente cubiertas por depósitos cuaternarios posteriores.
2.8 CUATERNARIO
2.8.1 FORMACIÓN MERA (CUATERNARIO)
La formación Mera consiste de terrazas más jóvenes (topográficamente inferiores), depósitos compuestos por abanicos de piedemonte del Cuaternario, areniscas tobáceas y arcillas, las que postdatan al último período importante de fallamiento y levantamiento, y están menos disectadas que las terrazas remanentes de la formación Mesa (Rotuno). Hacia el Este, los sedimentos de las terrazas disminuyen en espesor, tamaño de grano y altitud, eventualmente gradan transicionalmente hacia el aluvión del cuaternario parcialmente retrabajado de las cuencas de drenajes actuales.
2.9 RESERVORIOS PRODUCTIVOS DEL BLOQUE 07
25 Las Formaciones Hollín, T y U se consideran que se formaron como resultado del relleno de valles de incisura, también se disponen de reservorios arenosos de menor importancia como son M1 del Campaniano y la Formación Tena - Basal del Mastrichtiano. Los reservorios marginales de la Cuenca Oriente constituyen las calizas A y B del Cenomaniano y Huroniano respectivamente.
2.10 CARACTERÍSTICAS DEL FLUIDO DEL CAMPOMONO
Las características del fluido producido en el Campo Mono del bloque 07 se va a detallar con datos tomados en el campo de los reportes de pruebas de producción. La gravedad API del crudo de la Formación Hollín Principal varía entre 21,0° y 26,5° API, de la Formación Hollín Superior varía entre 17,0° a 20,5° API, la gravedad API del crudo de la Formación U varía entre 19,5° y 22,3° API, la gravedad API del crudo de la Formación T varía entre 19,8° y 20,9° API, en el bloque 07 al cual pertenece el Campo Mono. El porcentaje de contenido de azufre es determinado en promedio del campo y da un valor en porcentaje que varía entre 0,850 y 1,500 %. La salinidad del agua de formación producida de los pozos del Campo Mono varía entre 600 ppm y 1.500 ppm en las formaciones Hollín Principal y Hollín Superior, en el caso del pozo Mo-04 se maneja agua de formación con 7.000 ppm de cloruro de sodio conocida como salinidad, ya que se encuentra en la arena T y por ende es mayor la salinidad, ya que esta arena no tiene un volumen de agua de formación muy alto como ocurre en la Formación Hollín Principal , la temperatura que se maneja del fluido producido de los pozos del campo en la superficie varía desde 180° a 96° Fahrenheit, esto depende de la profundidad del yacimiento entre mayor sea la profundidad mayor va a ser la temperatura. La viscosidad del crudo producido en el Campo Mono varía entre 70 a 110 centipoises, y la producción de gas del Campo Mono varía desde 0,7 a 12,5 MPCSD miles de pies cúbicos estándar con una gravedad de 0,83.
26
Figura 4. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente Ecuatoriana
27 En la tabla 2 se muestra el análisis químico que se realizó al fluido producido del CampoMonoy se presenta sus características.
TABLA 2. Características del fluido producido en el Campo Mono
Campo MONO
Pozo MONO
Fecha 15/03/2010
Analista ASBV
Oil API, ° 23,2
pH a condiciones normales, adimensional 6,82 Temperatura de cabeza, °F 190 Temperatura de fondo, °F 240
Salinidad, mg/l NaCl 1.350
Alcalinidad, mg/l CaCO 310
Dureza total, mg/l CaCO3 1.900
Dureza de calcio, mg/l CaCO3 1.000
Dureza de magnesio, mg/l CaCO3 900
SO42-, mg/l 10
Bicarbonatos, mg/l HCO3 378
Ca2+, mg/l 400
Mg2+, mg/l 218,7
Cl-, mg/l 1.350
Na+ calculado, mg/l 100
Total Fe, mg/l 7
Ba2+, mg/l 0
CO2 Gas, % 0
TDS calculado, mg/l 2.478
CO2 Agua, mg/l 124
H2S Gas, mg/l 0
Índice de saturación de CaCO3 en la cabeza del pozo 1,1
Índice de saturación de CaCO3 en el fondo del pozo 1
PTB (Libras por mil barriles) de CaCO3 en la cabeza del pozo 57,4
PTB (Libras por mil barriles) de CaCO3 en el fondo del pozo 53,9
Interpretación de resultados de CaCO3 por Patton en la
cabeza Trazas
28
3 III
3.1 METODOLOGÍA
3.1 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL
CAMPO MONO
3.1.1 SISTEMA DE SEPARACIÓN Y DESHIDRATACIÓN
Este sistema de deshidratación de crudo está conformado por un juego de válvulas y líneas que es conocido como manifold de producción, donde se puede direccionar el fluido hacia el tanque-bota de lavado, al separador de prueba y al separador de producción. La función de los separadores en el sistema es que el fluido que admiten sea separado en sus tres fases petróleo, agua y gas, lo que lleva a tener un crudo con un tratamiento previo y desde éste se direcciona hacia al tanque-bota de lavado para continuar el proceso de deshidratación en el sistema. En la Estación de producción Mono MPF además de ser la planta donde se trata la producción total del campo, existen cinco pozos los cuales son Mono 01, 02, 03, 04 y 05 de los cuales sólo dos están operativos, Mono 03 y 04. En el anexo 1 se observa las facilidades de producción de Mono MPF.
El Manifold de producción de la Estación Mono MPF del bloque 7 se encuentra ubicado al inicio del proceso de separación de fluidos, dicho manifold consta de 7 líneas de entrada de los pozos Mono 01, 02, 03, 04, 05, 10 y la línea que proviene del PAD Mono B.
29 fluyente o alto porcentaje de corte de agua, conocido como alto % BS&W. Desde el manifold de producción se puede re direccionar en tres direcciones a los pozos productores, realizando una alineación o juego de válvulas las mismas que se encuentran en el manifold, las cuales permiten enviar directamente el fluido hacia el tanque-bota de lavado T – 104, la segunda línea dirige el fluido al separador de prueba y la tercera línea permite llevar el fluido hacia el separador de producción, adicional este manifold consta de una línea con una válvula de seguridad que permite despresurizar la línea cuando hay una presurización de la misma, esta válvula está calibrada a 125 psi y el fluido es direccionado hacia el tanque bota o también conocido como tanque de lavado, los medidores de presión (manómetros) y las conexiones para muestreo (toma muestras), son instaladas para monitorear la entrada de fluido (agua, crudo, gas).
3.1.2 SEPARADOR DE PRUEBA
Las facilidades de producción de Mono MPF están provistas de un separador de prueba que fue construido en el año de 1997 y está diseñado para trabajar con fluidos con una densidad de 0,85 a 1 g/cm3, a una presión máxima de 125 psi y a una temperatura de 175 ºF. Es un separador horizontal trifásico (separa 3 fases agua, crudo y gas)denominado V-101, con una capacidad de procesamiento de 6.000 barriles de fluido por día BFPD. En este se determinan volúmenes de petróleo, agua y gas realizando una prueba de producción de los pozos Mono 3, 4, y 10.
30 En la figura 5 podemos apreciar el separador de prueba el cual es indispensable en el sistema de deshidratación y producción de crudo.
Figura 5. Separador de prueba
Cuando la presión en el equipo se incrementa a un mayor porcentaje a los parámetros establecidos las válvulas actúan automáticamente manteniendo los niveles y la presión a las calibraciones correspondientes, además consta de un manómetro diferencial llamado Barton para medir la cantidad de gas que se está procesando el cual actúa conjuntamente con las placas de orificio, que existen de diferentes diámetros (0,125, 0,25, 0,375, 0,5, 0,625, 0,75, 0,875, 1.0 y 1,5) que ayuda a estrangular el flujo de gas dependiendo del volumen de gas que tenga cada pozo puesto a evaluación, en el cual da una presión del separador, y una presión diferencial, estas dos presiones son tomadas de las cartas de medición de gas y más la presión atmosférica, aplicando la ecuación 01 muestra la cantidad de gas producido por el pozo puesto en evaluación en unidades de MPCSD (miles de pies cúbicos estándar por día).
En la ecuación 01, se observa la ecuación para determinar la cantidad de gas de cada pozo que se encuentra en evaluación en el separador de prueba.
..ó
31 Donde:
C= Constante
P. atm= Presión atmosférica
P. sep= Presión del separador
En la figura 6 se observa la carta para medición de gas, en la cual se observa la presión del separador y la presión diferencial (antes y después de la placa de orificio), en libras por pulgada cuadrada psi.
Figura 6. Carta para medición de gas
32 crudo y el agua es dirigida hacía el tanque de agua de formación T – 103.
3.1.3 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
Es un separador horizontal trifásico V-102, fue construido en el año de 1997 y está diseñado para trabajar con fluidos con una densidad de 0,85 a 1 g/cm3, a una presión máxima de 125 psi y a una temperatura de 145 ºF, con una capacidad de procesamiento de 15.000 BFPD.
En la figura 7 se observa el separador de producción con todos sus sistemas en operación.
Figura 7. Separador de producción
33 equipo, estas válvulas están calibradas a una presión entre 22 y 30 psi.
Cuando se inunda el separador V – 102 tiene un sistema de by-pass que al separador le deja fuera de servicio y el fluido es direccionado de una manera directa hacia el tanque bota T - 104 mediante una válvula con actuador neumático, que permanece cerrada cuando la operación está en condiciones normales. Consta de una alarma sonora y luminosa que pone en alerta al personal de producción para que tome las medidas necesarias. El separador se encuentra protegido de las sobre presiones por medio de una válvula de seguridad conocida como PSV (válvula de seguridad de presión) ubicada en la parte superior del mismo que está calibrada a una presión de 75 psi, el flujo de gas es direccionado al Domo de gas V-104, el flujo de crudo y agua es direccionado hacia el tanque bota de lavado, los separadores son monitoreados y controlados por sensores que advierten las siguientes alarmas alto nivel, bajo nivel ,alto alto nivel, bajo bajo nivel, alta presión y baja presión, mediante un sistema de switches de presión, tiene un panel de monitoreo local que está en cada separador, el cual da un constante estado de operación del mismo.
3.1.4 TANQUE-BOTA DE LAVADO
34 mismo hacia el tanque de agua de formación, que puede almacenar 5.000 barriles de fluido, tiene un diámetro de 32 pies y una altura de 36 pies.
En la figura 8 se muestra la imagen del tanque bota de lavado T-104, en el cual se produce el proceso de separación o deshidratación del crudo y el agua por varios factores especialmente por decantación, temperatura, y tiempo de residencia.
Figura 8. Tanque bota de lavado
35 Campo Mono. Consta de un medidor de nivel electrónico conocido como Varec. El tanque tiene alarmas de alto nivel y de bajo nivel las cuales llevan señales hacia el panel de monitoreo instalado en el cuarto de control.
Cabe tomar en cuenta que este tanque en el proceso de deshidratación de crudo es el último paso para la separación del petróleo, agua y gas.
3.1.5 TANQUE DE ALMACENAMIENTO
El tanque T - 101 recibe la producción acumulada de crudo del tanque de lavado T – 104 el cual descarga por gravedad, este tanque tiene una capacidad de almacenamiento de 5.000 barriles de fluido, con un diámetro de 32 pies y una altura de 36 pies, es operativo hasta los 33 pies, por cuanto la descarga del tanque de lavado T-104 se encuentra a 33 pies y por nivelación de alturas del fluido estos dos tanque empezarían a llenarse simultáneamente, además consta de unas tuberías de media pulgada que se encuentran colocadas a diferentes alturas del tanque (5, 8, 13, 19, 25 y 31 pies) mediante los cuales se toman muestras del fluido a esas alturas para realizar en el laboratorio, la prueba de porcentaje de agua y sedimentos conocida como BS&W del Campo Mono.
Consta de un medidor de nivel electrónico conocido como Varec, adicionalmente tiene una boca de aforo para realizar las mediciones de nivel mediante cinta de aforo.El tanque de almacenamiento tiene la función de almacenar la producción del campo para su posterior transferencia hacia la línea de oleoducto, la descarga está a 2 1/2 pies de altura. El nivel mínimo de operación es de 3 pies, el tanque está protegido con válvulas de presión y vacío las cuales se encuentran sobre el techo del tanque. Adicionalmentese indica que el tanque posee alarmas de alto y bajo nivel las cuales llevan señales hacia el panel de monitoreo instalado en el cuarto de control.
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Figura 9. Tanque de almacenamiento de crudo
3.1.6 TANQUE DE AGUA DE FORMACIÓN
37 luminosa para poner en alerta al personal técnico de planta. El agua de formación producida del Campo Mono proviene del separador de producción V – 102, del separador de prueba V-101 y del tanque bota T-104, esta agua es almacenada en el tanque T–103, para después ser reinyectada al pozo Mono 12. En la figura 10 se puede observar el tanque de almacenamiento de agua de formación,el agua que es almacenada es proveniente de todo el sistema de deshidratación del Campo Mono.
Figura 10. Tanque de agua de formación
3.1.7 SISTEMA DE GAS Y VENTEO
3.1.7.1 Domo de Gas
38 En la figura 11 se puede observar el domo de gas que ayuda a cumplir la función de procesar el gas, almacenar el fluido proveniente de las válvulas PSV del separador y el condensado, el cual se produce de la condensación de las fracciones gaseosas livianas por el cambio de presión y temperatura.
Figura 11. Domo de gas
3.1.7.2 Tea de Venteo
Una línea de 6 pulgadas de diámetro recolecta el gas de todos los sombreros de venteo que se encuentran en el tanque de almacenamiento T-101, tanque de lavado T-104 y tanque de agua T-103 y descarga a la atmósfera a través de la tea de venteo ubicada en la parte posterior de la facilidades de producción Mono MPF, consta de un arresta llamas para evitar posible ignición y tener problemas de fuego,. También consta de una línea de 2 pulgadasde diámetro bajo la línea de venteo que permite recolectar el condensado del gas que se produce en el tramo, el cual es drenado hacia el sumidero.
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Figura 12. Tea de venteo
3.1.7.3 Mechero
Una línea de 6 pulgadas de diámetro es la encargada de conducir el gas almacenado desde el domo de gas que se encuentra en la planta central hasta el mechero localizado en la parte adyacente de la estación. El mechero es de 8 pulgadas de diámetro y 22 pies de altura. Tiene una tubería de 3 pulgadas de diámetro bajo la línea de conducción de gas principal, la cual es la encargada de recolectar el condensado del gas, el mismo que es drenado hacia la piscina API. En la figura 13 se puede observar la tea o también conocida como mechero, la cual ayuda a quemar el gas producido de los pozos productores del Campo Mono.