ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO DE POZOS CERRADOS PARA SU REHABILITACIÓN E INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN EN EL CAMPO LIBERTADOR

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS

SANTIAGO MAURICIO CÁCERES LÓPEZ [email protected]

OSWALDO ROBERTO PURUNCAJAS PATIN [email protected]

DIRECTOR: ING. GERARDO BARROS [email protected]

Quito, Junio 2012

II

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DECLARACIÓN

Nosotros, Santiago Mauricio Cáceres López y Oswaldo Roberto Puruncajas Patin, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido presentado previamente para ningún grado o calificación personal; y que hemos consultado las referencias bibliográficas que incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_____________________________ ______________________________

Santiago Mauricio Cáceres López Oswaldo Roberto Puruncajas Patin

III

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CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Santiago Mauricio Cáceres López y Oswaldo Roberto Puruncajas Patin bajo mi supervisión.

________________________

ING. GERARDO BARROS

Director del Proyecto

IV

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AGRADECIMIENTO

A Dios, quien siempre vive en mi corazón, es mi fortaleza y guía en todos los momentos de mi vida.

A mi familia y mis amigos por siempre apoyarme en todo momento.

A mi amigo Oswaldo, con quien hemos pasado momentos difíciles pero con sacrificio, terminamos este proyecto.

A la Escuela Politécnica Nacional y de manera especial a la Facultad de Ingeniería en Petróleos.

Al Ing. Gerardo Barros, por haber dirigido acertadamente el presente proyecto de titulación, por sus conocimientos y su paciencia demostrada en todo momento.

Al personal de Petroproducción, Campo Libertador, Campamento “Guarumo”, por permitir que el presente trabajo se lleve a cabo.

A mis amigos: Diego Bastidas, Milton Angulo y Mauricio Unapanta por la colaboración valiosa prestada para la culminación de este proyecto.

Santiago

V

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AGRADECIMIENTO

A Dios y mi familia.

Un agradecimiento especial a Santiago quien ha sido el empuje necesario en el desarrollo del presente trabajo.

Diego, Mauricio, Milton sin su apoyo no hubiese sido posible la culminación de éste proyecto.

Y a todas las personas que de una u otra manera han contribuido con su granito de arena para dar termino a este trabajo.

Oswaldo

VI

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DEDICATORIA

A Dios, por darme la vida y sabiduría para ser un hombre piadoso.

A mi Madre Zoila, por su inmenso amor, ternura y ser la luz en mi corazón, todos los días de mi vida.

A mi Padre Galo, por su apoyo total, comprensión y amor en los momentos más difíciles de mi vida.

A mi hermano Roberto, por ser mi amigo, mi ejemplo y confiar siempre en mí.

A mi hermana Marisol, mis sobrinos Gabriel y Thomas por ser mi alegría.

A mi abuelita Liceña, quien hace pocos dias Dios la llamo a su presencia, siempre te llevo en mis pensamientos y mi corazón.

A mi tío Víctor, mis tías Mercedes, Blanquita y Patricia, por su cariño y constante apoyo en toda mi carrera.

A mi tía Rosita López, por su apoyo incondicional en todos los momentos de mi carrera.

A mis primos y amigos, con los que he pasado momentos hermosos que jamás olvidare.

Santiago

VII

!

DEDICATORIA

DIOS, que siempre estás ahí y me has rodeado de aquellas personas que quiero y me quieren.

A mis padres ROSARIO y SEGUNDO, que con su esfuerzo y sacrificio son y serán el pilar fundamental de mi educación.

A mis hermanos ADRIANA y ALEX quienes han sido un apoyo y empuje en toda mi vida.

A MARTHA, la compañera incondicional, que DIOS puso en mi camino.

A MELY y DANY la alegría de mi vida.

Oswaldo

VIII

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ÍNDICE

DECLARACIÓN……….. II CERTIFICACIÓN……… III AGRADECIMIENTO……….. IV AGRADECIMIENTO……….. V DEDICATORIA……… VI DEDICATORIA………. VII ÍNDICE……….. VIII ÍNDICE DE TABLAS……… XIII ÍNDICE DE GRAFICOS……… XV ÍNDICE DE MAPAS……….. XV ÍNDICE DE ANEXOS……… XVI SIMBOLOGIA………. XVII RESUMEN……….. XX PRESENTACIÓN……….. XXI CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DEL AREA LIBERTADOR……… 1

1.1 AREA LIBERTADOR……….. 1

1.2 CAMPO LIBERTADOR……… 2

1.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS……….. 4

1.3.1 CAMPO SECOYA………. 4

1.3.2 CAMPO SHUARA………. 4

1.3.3 CAMPO PACAYACU……… 4

1.3.4 CAMPO SHUSHUQUI………. 5

1.3.5 CAMPO CARABOBO……… 5

1.3.6 CAMPO PICHINCHA………. 5

1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS……….. 6

1.5 LITOLOGÍA DE LAS ARENAS PRODUCTORAS……….. 8

1.5.1 ARENA “U” SUPERIOR……… 8

1.5.2 ARENA “U: MEDIA……… 8

1.5.3 ARENA “U” INFERIOR………. 8

IX

!

1.5.4 ARENA “T” SUPERIOR……… 9

1.5.5 ARENA “T” INFERIOR………. 9

1.5.6 FORMACIÓN TIYUYACU………. 9

1.5.7 ARENISCA BASAL TENA……….... 10

1.6 PARÁMETROS PETROFÍSICOS DEL CAMPO LIBERTADOR………… 13

1.7 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LIBERTADOR………. 14

1.8 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN………... 15

CAPÍTULO 2 CÁLCULO DE RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR……… 21

2.1 RESERVAS……… 21

2.1.1 RESERVAS REMANENTES……… 21

2.1.2 RESERVAS PROBADAS………. 22

2.1.3 RESERVAS PROBABLES……….. 22

2.1.4 RESERVAS POSIBLES……… 22

2.2 MÉTODO VOLUMÉTRICO………... 22

2.3 VOLUMEN DE PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO – POES……… 23

2.3.1 CÁLCULO DE LAS RESERVAS INICIALES……… 23

2.4 CURVAS DE DECLINACIÓN……… 26

2.5 POZOS CERRADOS EN EL CAMPO LIBERTADOR……….. 29

CAPITULO 3 ESTUDIO DE LOS POZOS CERRADOS A SER REHABILITADOS EN EL CAMPOLIBERTADOR………. 42

3.1 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO………. 42

3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN……… 42

3.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS CERRADOS……… 43

3.3.1CAMPO CARABOBO……….. 43

3.3.1.1 Pozo Carabobo – 05………... 43

3.3.1.2 Pozo Carabobo – 06……….... 43

3.3.2 CAMPO PACAYACU………. 45

3.3.2.1 Pozo Pacayacu – 01……… 45

X

!

3.3.3.1 Pozo Pacayacu – 03……….. 48

3.3.3 CAMPO PICHINCHA……… 50

3.3.3.1 Pozo Pichincha – 03……….. 50

3.3.3.2 Pozo Pichincha – 06……….. 53

3.3.3.3 Pozo Pichincha – 08……….. 56

3.3.3.4 Pozo Pichincha – 12…….………. 60

3.3.4 CAMPO SECOYA………. 63

3.3.4.1 Pozo Secoya – 06……….. 63

3.3.4.2 Pozo Secoya – 07B……… 65

3.3.4.3 Pozo Secoya – 09……….. 67

3.3.4.4 Pozo Secoya – 12……….. 69

3.3.4.5 Pozo Secoya – 13……….. 71

3.3.4.6 Pozo Secoya – 23……….. 73

3.3.4.7 Pozo Secoya – 26……….. 76

3.3.4.8 Pozo Secoya – 30………... 78

3.3.5 CAMPO SHUARA……….. 80

3.3.5.1 Pozo Shuara – 05……… 80

3.3.5.2 Pozo Shuara – 08……… 81

3.3.5.3 Pozo Shuara – 11……… 83

3.3.5.4 Pozo Shuara – 15……… 86

3.3.5.5 Pozo Shuara – 16……… 88

3.3.5.6 Pozo Shuara – 17……… 89

3.3.5.7 Pozo Shuara – 21……… 91

3.3.5.8 Pozo Shuara – 22……… 92

3.3.5.9 Pozo Shuara – 23……… 94

3.3.5.10 Pozo Shuara – 27………... 95

3.3.6 CAMPO SHUSHUQUI……… 96

3.3.6.1 Pozo Shushuqui – 01……….. 96

3.3.6.2 Pozo Shushuqui – 02……….. 99

3.3.6.3 Pozo Shushuqui – 03………. 103

3.3.6.4 Pozo Shushuqui – 04………. 105

XI

!

3.3.6.5 Pozo Shushuqui – 05B……….. 108

3.3.6.6 Pozo Shushuqui – 07………. 110

3.3.6.7 Pozo Shushuqui – 09………. 111

3.3.6.8 Pozo Shushuqui – 11………. 113

3.3.6.9 Pozo Shushuqui – 15………. 114

3.3.6.10 Pozo Shushuqui – 16……… 116

3.3.6.11 Pozo Shushuqui – 19……… 119

3.3.6.12 Pozo Shushuqui – 20……… 120

CAPITULO 4 SELECCIÓN DE TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO A REALIZARSE EN LOS POZOS A SER REHABILITADOS……….. 122

4.1 CRITERIOS UTILIZADOS PARA LA SELECCIÓN DE POZOS A SER REHABILITADOS……… 122

4.2 ANALISIS DE LOS POZOS CERRADOS DEL CAMPO LIBERTADOR 123 4.3 PROGRAMA DE REACONDICIONAMIENTO PARA LOS POZOS SELECCIONADOS……….. 128

4.4 PROBLEMAS DE PRODUCCION DE LOS POZOS SELECCIONADOS 128 4.5 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO PROPUESTOS PARA LOS POZOS SELECCIONADOS………. 129

4.6 DISEÑO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES)…………... 140

4.6.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE……….. 140

4.6.1.1 Generalidades……….. 140

4.6.1.2 Sistema de Bombeo Electrosumergible………... 141

4.6.1.3 Ventajas y Desventajas del Bombeo Electrosumergible……... 143

4.6.1.4 Parámetros Generales de Diseño ………... 143

4.6.1.5 Ejemplo de Diseño de Bombeo Electrosumergible………. 144

4.7 DISEÑO DE BOMBEO HIDRAULICO (BH)………... 151

4.7.1 BOMBEO HIDRAULICO………. 151

4.7.1.1 Generalidades……….... 151

4.7.1.2 Sistema de Bombeo Hidráulico……….. 151

XII

!

4.7.1.3 Componentes………... 152

4.7.1.4 Ventajas y Desventajas del Bombeo Hidráulico……… 155

4.7.1.5 Parámetros Generales de Diseño……… 156

4.7.1.6 Ejemplo de Diseño de Bombeo Hidráulico………. 156

CAPÍTULO 5………….……… 162

ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO………. 162

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO………. 162

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO………. 162

5.2.1 PARAMETROS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO……….. 163

5.2.1.1 Valor Actual Neto (VAN)……… 163

5.2.1.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)……….. 163

5.2.1.3 Relación Costo Beneficio (RCB)……….. 164

5.2.2 COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS……….. 167

5.2.3 INGRESOS………. 170

5.2.4 EGRESOS……….. 170

5.3 CRONOGRAMA DE TRABAJOS……… 170

5.3.1 HIPOTESIS EN LA QUE SE BASA EL ANALISIS ECONOMICO…. 171 5.3.2 RESULTADOS FINALES DE LAS PROYECCIONES PROPUESTAS………. 178

CAPITULO 6………. 179

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……….. 179

6.1 CONCLUSIONES……….. 179

6.2 RECOMENDACIONES……….... 180

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS……….……… 181

ANEXOS………... 183

XIII

!

INDICE DE TABLAS CAPITULO 1

Tabla 1.1 Distribución de Pozos del Campo Libertador……… 2 Tabla 1.2 Distribución de Pozos por Tipo de Levantamiento Artificial….…… 3 Tabla 1.3 Producción Mensual de Crudo del Campo Libertador………. 3 Tabla 1.4 Propiedades Petrofísicas……….. 13 Tabla 1.5 Datos PVT……… 13 Tabla 1.6 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Secoya……. 15 Tabla 1.7 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Shushuqui.. 17 Tabla 1.8 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Pichincha… 18 Tabla 1.9 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Shuara…… 19 CAPITULO 2

Tabla 2.1 Pozos Cerrados del Campo Libertador……… 30 Tabla 2.2 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Carabobo 31 Tabla 2.3 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Pacayacu 31 Tabla 2.4 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Pichincha 32 Tabla 2.5 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Secoya 33 Tabla 2.6 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Shuara 35 Tabla 2.7 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Shushuqui 37 Tabla 2.8 Calculo Volumétrico de Reservas Remanentes del Campo Libertador (Curvas

de Declinación.)……….…. 40

CAPITULO 4

Tabla 4.1 Pozos Cerrados y Últimos Datos de Producción……… 123 Tabla 4.2 Datos Mecánicos, de Producción y Condiciones de los Fluidos Pozo

Carabobo – 06……… 146

XIV

!

Tabla 4.3 Parámetros de la Bomba Electrosumergible

seleccionada……….……… 148

Tabla 4.4 Datos Mecánicos, de Producción y Condiciones de los Fluidos Pozo Shushuqui - 19…... 157

Tabla 4.5 Parámetros de la Bomba Hidráulica seleccionada……… 161

CAPITULO 5 Tabla 5.1 Proyección Propuesta para el Incremento de la Producción... 165

Tabla 5.2 Costos para Sistema de Levantamiento Artificial Hidráulico…… 167

Tabla 5.3 Costos para Squeeze……….. 167

Tabla 5.4 Costos para Repunzonamiento………. 167

Tabla 5.5 Costos para Sistema de Levantamiento Artificial BES………….... 168

Tabla 5.6 Objetivos de Reacondicionamiento, Tiempo Estimado y Costos.. 168

Tabla 5.7 Primera Proyección (Precio BF= 101 USD)……… 172

Tabla 5.8 Segunda Proyección (Precio BF=101 USD)……… 173

Tabla 5.9 Primera Proyección (Precio BF= 80 USD)……….. 174

Tabla 5.10 Segunda Proyección (Precio BF= 80 USD)……….. 175

Tabla 5.11 Primera Proyección (Precio BF= 50 USD)……… 176

Tabla 5.12 Segunda Proyección (Precio BF= 50 USD)……….. 177

Tabla 5.13 Resultados Finales Primer Proyecto……… 178

Tabla 5.14 Resultados Finales Segundo Proyecto……… 178

XV

!

INDICE DE FIGURAS

CAPITULO 1

Figura 1.1 Ubicación del Campo Libertador……… 2

Figura 1.2 Mapa de Ubicación de los Primeros Pozos en el Campo Libertador 6 Figura 1.3 Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca Oriente Ecuatoriana 10 CAPITULO 4 Figura 4.1 Equipo BES de Fondo y de Superficie……….. 141

Figura 4.2 Equipo BES de Subsuelo………. 142

Figura 4.3 Curva Actual del Rendimiento de la Bomba………. 149

Figura 4.4 Equipo superficial de Bombeo Hidráulico………. 152

Figura 4.5 Bomba Hidráulica Tipo Pistón……… 153

Figura 4.6 Bomba Hidráulica Tipo Jet………. 154

INDICE DE MAPAS CAPITULO 1 Mapa 1.1 Mapa Estructural Campo Libertador a la Base de la Caliza “A”…. 7 Mapa 1.2 Mapa Estructural Campo Libertador Tope “U Inferior”………. 11

Mapa 1.3 Mapa Estructural Campo Libertador Tope “T Inferior”………. 12

XVI

!

INDICE DE ANEXOS

ANEXO 1 Gráficos Curvas de Declinación de Producción de Pozos

Seleccionados……….. 184

ANEXO 2 Gráficos de Historial de Producción y Corte de Agua (%)de los Pozos

Cerrados Seleccionados………..………….. 199

ANEXO 3 Diagramas de Completacion de los Pozos Seleccionados……… 225

XVII

!

SIMBOLOGIA

SÍMBOLO DEFINICIÓN

A Área

Amp Amperios

API American Petroleum Institute BAPD Barriles de agua por día BFPD Barriles de fluido por día BPPD Barriles de petróleo por día BES Bombeo electro sumergible

BF Barriles fiscales

BH Bombeo Hidráulico

BHT Bottom Hole Temperature

Bls Barriles

BM Bombeo Mecánico

B

Factor volumétrico inicial del petróleo

B

Factor volumétrico del agua

“BT” Arena Basal Tena

B’UP Prueba de restauración de presión BSW Botton Sediments and Water CAP Contacto agua – petroleo

CAR Carabobo

cp Centipoise

EF Eficiencia

Fnck Flujo neto de caja

XVIII

!

FR Factor de recobro

°F Grados Farenheit

ft Pies

GL Gas Lift

GOR Razón Gas – Petróleo

Hz Hertz

IP Índice de Productividad

K Permeabilidad

ho Espesor de petróleo

Km Kilometros

md Milidarcy

N Petróleo inicial en el yacimiento

Np Petróleo producido

Nr Petróleo remanente

Pc Presión del cabezal

PCY Pacayacu

POES Petróleo original en sitio

Pr Presión de reservorio

Pb Presión de burbuja

psi Pounds per square inch

PVT Presión Volumen Temperatura Pwf Presión de fondo fluyente

Qf Caudal de fluido

RCB Relación Costo Beneficio

RGP Relación Gas – Petróleo

XIX

!

RPM Revoluciones por minuto

Rw Resistividad del agua

SEC Secoya

SHU Shuara

SSQ Shushuqui

Sw Saturación de agua

“T” Arena T

“Ti” Arena T inferior

TIR Tasa Interna de Retorno

TIRm Tasa Interna de Retorno mensual

“Ts” Arena T superior

“TY” Arena Tiyuyacu

“Us” Arena U superior

“Ui” Arena U inferior

V Voltios

VAN Valor Actual Neto

Vr Volumen de la roca

Ø Porosidad

XX

!

RESUMEN

El presente proyecto tiene por objetivo, incrementar la producción actual de petróleo en el Campo Libertador, mediante el análisis de los pozos cerrados, nuevas zonas a ser evaluadas y el diseño del sistema de levantamiento artificial, utilizando la información técnica disponible hasta Septiembre del 2011.

Para la elaboración de este proyecto, en el archivo de Petroproducción, tanto en Quito como en el Distrito Amazónico, se recopilo historiales de reacondicionamiento, historiales de producción, pruebas de restauración de presión, para la realización del mismo.

Se realizo también la recolección de información de los parámetros petrofísicos de cada pozo, datos PVT, y en base a estos datos, se realizo el cálculo de reservas por el método volumétrico, con lo que se determino el POES y reservas remanentes para los respectivos pozos y sus arenas productoras.

Posteriormente se presento una propuesta técnica para cada pozo basada en los resultados obtenidos. Además se analiza la posibilidad de rehabilitar zonas que actualmente se encuentran cerradas por diferentes causas o que no han sido punzonadas, y se propone trabajos y alternativas viables para incrementar la producción.

Realizamos una evaluación económica que incluye los trabajos propuestos, los costos para llevarlos a cabo, ingresos, egresos y costos de producción. Valores que nos permitieron calcular el valor actual neto y la tasa interna de retorno, con lo que se puede determinar la factibilidad y rentabilidad del proyecto.

Finalmente presentamos las conclusiones y recomendaciones de acuerdo a los

trabajos propuestos para cada pozo en base al estudio realizado.

XXI

!

PRESENTACIÓN

Petroproducción ha visto la necesidad de incrementar la producción en los diferentes campos del Oriente Ecuatoriano, por lo que se ha propuesto realizar un estudio de los pozos cerrados en el Campo Libertador.

El presente proyecto consta de seis capítulos. En el primer capítulo se detalla, la ubicación geográfica, descripción geológica, propiedades del fluido, análisis de núcleos, análisis petrofísicos con lo cual se determinan las propiedades del reservorio, historial de producción, estado actual del campo y facilidades de producción existentes en el Campo Libertador.

En el segundo capítulo se realiza el cálculo de reservas remanentes de petróleo a través de dos métodos (Volumétrico y Curvas de Declinación), de los pozos que se encuentran actualmente cerrados en el Campo Libertador.

En el tercer capítulo se realiza un resumen de los trabajos de reacondicionamiento realizados y de los historiales de producción de todos los pozos que se encuentran cerrados en el Campo Libertador.

En el cuarto capítulo se realiza la selección de los pozos a ser rehabilitados y se propone las alternativas viables para incrementar la producción del campo (trabajos de reacondicionamiento, cambio de sistema de levantamiento artificial, etc.) para cada pozo seleccionado en el presente estudio.

En el quinto capítulo se presenta una proyección del posible incremento de la producción que se obtendrá, los costos y tiempo de ejecución de los mismos, para posteriormente realizar el análisis técnico – económico del proyecto.

En el sexto capítulo se presentan algunas conclusiones y recomendaciones a ser

consideradas.

1

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DEL AREA LIBERTADOR

1.1 AREA LIBERTADOR

El Área Libertador constituye una de las áreas productoras de petróleo más importantes del Distrito Amazónico. Se encuentra ubicada en la parte norte de la Cuenca Oriente, en la provincia de Sucumbíos; está conformada por los siguientes campos: Alama, Atacapi, Chanangue, Ocano, Parahuacu, Peña Blanca, Libertador, Cuyabeno, Sansahuari, Singue, Tetete, Tapi, Frontera, Víctor Hugo Ruales (VHR).

1.2 CAMPO LIBERTADOR

Se encuentra ubicado en el Nororiente ecuatoriano, en la provincia de Sucumbíos, entre las coordenadas geográficas de 00! 04' Sur a 00! 06' Norte y de 76! 33' 00" a 76! 36' 30" Oeste; cubre un área aproximada de 20 Km. de dirección Norte - Sur por 5 Km. de dirección Este - Oeste. Está formado por los altos estructurales principales asimétricos fallados y de bajo relieve denominados Secoya y Shuara, y de los altos secundarios Shushuqui, Pacayacu, Pichincha y Carabobo, (Figura 1.1).

Descubierto con la perforación del pozo exploratorio Secoya Oeste 01, entre el 31 de enero al 28 de febrero de 1980, llegando a la profundidad total de 9.750 pies;

posteriormente en los años 1981, 1982 y 1983 CEPE (Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana) sigue con la perforación de las estructuras, Shuara, Shushuqui y Pichincha con los pozos exploratorios, Shuara-01, Shushuqui-01 y Guarumo-01 (rebautizado posteriormente como Pichincha-01) respectivamente.

El campo Libertador produce de los reservorios: “U”, “T” y marginalmente de Basal

Tena, el crudo tiene un promedio de 30 grados API; la estructura Secoya ha aportado

con la mayor producción; las estructuras Pacayacu y Carabobo, son estructuras

petrolíferas pobres.

Elabor Fuente

Elabor Fuente

ado por: Santi : Petroproducc

Productore

53

ado por: Santi : Petroproducc

Figu

iago Cáceres y ción

Tabla 1.1

es Cerrado

37

iago Cáceres y ción

ura 1.1 Ubica

y Oswaldo Puru

Distribución

os Re

inyecto 7

y Oswaldo Puru

ación del Cam

uncajas

n de Pozos d

ores Aband

uncajas

mpo Libertad

del Campo Li

donados D

7

dor

ibertador

Direccionale

3

s Total pozos 107

2

3

Tabla 1.2 Distribución de Pozos por Tipo de Levantamiento Artificial

Pozos Productores Pozos Cerrados METODO

0 1 FN

42 12 BES

8 15 BHJ

0 2 BHP

0 2 BM

3 5 G

TOTAL = 53 TOTAL = 37 Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas

Fuente: Petroproducción

Nomenclatura utilizada en la tabla 1.2:

FN = Flujo Natural

BES = Levantamiento por Bombeo Electro sumergible BHJ = Levantamiento por Bombeo Hidráulico Tipo Jet BHP = Levantamiento por Bombeo Hidráulico Tipo Pistón BM = Levantamiento por Bombeo Mecánico

G = Levantamiento por Gas Lift

Tabla 1.3 Producción Mensual de Crudo del Campo Libertador

ESTRUCTURA BF(fluido) BF(crudo) BF(agua) Sw (%)

CARABOBO 0 0 0

PACAYACU 49.244 17.550 30.838 63,73 PICHINCHA 273.267 51.895 217.093 69,13 SECOYA 916.196 253.925 622.470 74,47 SHUARA 396.615 65.107 325.128 82,25 SHUSHUQUI 185.390 62.137 119.680 68,82

TOTAL 1.820.712 450.614 1.315.209

Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas

Fuente: Petroproducción

4

1.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS

1.3.1 CAMPO SECOYA

Está ubicado en la parte Sur-Occidente del campo Libertador, junto al campo Shuara al Sur del campo Shushuqui, (figura 1.2). Su estructura fue descubierta con la perforación del pozo SEC-01 entre enero y febrero de 1980. Tiene una extensión aproximada de 684.5 Km

.

El alineamiento Occidental de altos Secoya-Shushuqui está representado por dos estructuras anticlinales, la estructura Shushuqui ubicada al Norte y la estructura Secoya ubicada al Sur. El campo Secoya muestra una estructura anticlinal, limitada en la parte Este por una falla que corre de Norte a Sur y por el Norte, Sur y Oeste por los cierres estructurales de “U

” (8186 ft) y “T” (8357 ft); coincidiendo este último cierre estructural con la proyección del CAP del pozo vecino SHU-01

1.3.2 CAMPO SHUARA

Está ubicado en la parte Sur-este del campo Libertador, junto al campo Secoya al Norte del campo Pichincha y Sur del campo Pacayacu, tal como se muestra en la figura 1.2. El pozo SHU-01 dista 2.7 Km del pozo SEC-01, aproximadamente a 12 Km al N-E del pozo Aguarico-02 y a 12 Km., al S-E del pozo Atacapi-01.

Su estructura fue descubierta con la perforación del pozo SHU-01 entre Febrero y Marzo de 1980. El alineamiento oriental Pacayacu – Shuara se presenta como una sola estructura alargada, significativamente más estrecha que el alineamiento Secoya – Shushuqui con 1.2 kilómetros de ancho, una longitud de 9.5 kilómetros y 60 pies de cierre estructural vertical (mapa estructural 1.1). Los cierres efectivos de Norte y Sur son 60 pies y 5 pies, respectivamente, a 8 350 pies.

1.3.3 CAMPO PACAYACU

El campo Pacayacu se encuentra ubicado en la parte Nor – Oriental de Libertador,

junto al campo Shushuqui al Norte del campo Shuara (figura 1. 2). Su estructura fue

5

descubierta en Diciembre de 1982 con la perforación del pozo PCY-01. Del análisis e interpretación de los datos obtenidos del pozo se revela que la estructura Pacayacu también formaba parte del campo Libertador.

El eje Oriental del campo Libertador presenta dos estructuras, Pacayacu al Norte y Shuara al Sur. Este alineamiento Pacayacu – Shuara se muestra como una sola estructura alargada significativamente más estrecha que el alineamiento Shushuqui – Secoya.

La estructura Pacayacu se encuentra limitada al Oriente por una falla que recorre de Norte a Sur todo el campo Libertador. El anticlinal Pacayacu tiene un cierre estructural de 140 pies.

1.3.4 CAMPO SHUSHUQUI

Está ubicado en la parte Nor – Occidente del campo Libertador, al Sur del campo Pacayacu (figura 1.2). Su estructura fue descubierta con la perforación del pozo SSQ-01 en el año de 1980. Las zonas productoras de mayor importancia constituyen las arenas “T” y “U”

. Pertenecientes a la formación Napo, las mismas que se encuentran a una profundidad de 8276´y 8123´, respectivamente.

1.3.5 CAMPO CARABOBO

Está ubicado en la parte Sur – Occidente del campo Libertador, al Nor-Este del campo Pichincha, tal como se muestra en la figura 1.2. El campo Carabobo se inicio con el pozo CAR-01 perforado en el año de 1983, este campo es considerado con una baja actividad petrolífera.

1.3.6 CAMPO PICHINCHA

Está ubicado en la parte Sur del campo Libertador, al norte del campo Carabobo y al

Sur de los campos Shuara y Secoya (figura 1.2). El campo Pichincha se inicio con el

pozo exploratorio Guarumo-1 que más tarde fue rebautizado como Pichincha-1, junto

con el campo Carabobo forman parte de la estructura principal del Campo Libertador,

6

su eje principal es de 8 Km. En dirección preferencial N-S y su eje secundario de 2 Km en dirección O-E, la producción del Campo Pichincha es enviada a la estación del mismo nombre.

Figura 1.2 Mapa de Ubicación de los Primeros Pozos en el Campo Libertador

1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS

La estructura Libertador está conformada por varios anticlinales, que llevan el mismo

nombre de los campos, orientados de Norte a Sur y separados de Este a Oeste por

fallas no continuas. Las estructuras Secoya y Shushuqui se ubican en la parte Oeste

del campo, mientras que Shuara, Pichincha, Carabobo y Pacayacu ocupan la parte

Este. Su flanco Oriental está limitado por una falla inversa que se inicia a la altura del

pozo PIC-01 y termina en el pozo PCY-05, perdiendo continuidad entre Shuara y

7

Mapa 1.1.- Mapa Estructural Campo Libertador a la Base de la Caliza “A”

8

Pacayacu. El alineamiento Occidental está limitado por fallas inversas discontinuas contra las que cierran los campos Shushuqui y Secoya

La producción proviene de tres arenas de edad cretácea pertenecientes a la formación Napo “Us”, “Ui” y “T”; las mismas que reciben soporte de presión de un sistema de acuífero fuertemente activo que ha mantenido la presión sobre el punto de burbuja. Cabe indicar que las arenas “BT” y “M-1” también aportan a la producción del campo pero en una cantidad reducida. De la producción total del campo a la arena “T” le corresponde el 40.1 %, a la arena “Ui” el 53.5 % y a la arena “Us” el 6.4

%. Con respecto a la producción de agua de formación, a la arena “Ui” le corresponde el mayor porcentaje 56.9 %, a la arena “T” el 41.4 % y a la arena “Us” el 1.7 %.

1.5 LITOLOGÍA DE LAS ARENAS PRODUCTORAS

1.5.1 ARENA “U” SUPERIOR

Se define como una arena cuarzosa con frecuentes bioturbaciones y la presencia de intercalaciones de lutita, a la base una secuencia grano-creciente y hacia arriba secuencias grano-decrecientes de areniscas

1.5.2 ARENA “U” MEDIA

Es una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificación cruzada, ondulada y en partes masiva hacia la base con delgadas intercalaciones lutáceas bioturbada hacia arriba.

1.5.3 ARENA “U” INFERIOR

Arena cuarzosa, en partes algo micácea, grano decreciente, limpia, masiva, y con

estratificación cruzada a la base, laminada al techo.

9

1.5.4 ARENA “T” SUPERIOR

Se define como una arena cuarzo-glauconítica métrica de grano muy fino, masivas a onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante presencia de cemento calcáreo.

1.5.5 ARENA “T” INFERIOR

Arena cuarzosa en secuencias métricas grano decrecientes de grano grueso a muy fino, con estratificación cruzada en intercalaciones lutáceas. Tiene un importante contenido de glauconita, la misma que aparece ya en la parte media y superior del cuerpo de “ Ti ”.

En cuanto a las arcillas contenidas en la matriz de las arenas se definieron los siguientes minerales en orden de importancia:

Arena “T”: Caolinita, ilita, clorita y esmectita.

Arena “Ui”: Caolinita, esmectita, clorita e ilita.

Arena “Us”: Caolinita, esmectita, ilita y clorita.

1.5.6 FORMACIÓN TIYUYACU

Se inicia con un potente conglomerado basal que descansa sobre la formación Tena, le siguen Areniscas gruesas hasta fina y arcillas rojas.

La Tiyuyacu en su localidad tipo comprende una serie de 250 m de potencia del

conglomerado de base cuyos guijarros y cantos rodados son de Cuarzo, Filitas,

Cherts, en una matriz areno limosa con arcillas rojas, a esto se denominó Lower

Tiyuyacu (Bajo). Esta zona en la parte Superior contiene Lutitas de coloración gris

azulada que comúnmente se presentan piritizadas, existen también lutitas verdes a

obscuras.

10

1.5.7 ARENISCA BASAL TENA

Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano medio a grueso con una porosida promedio de 19% y una permeabilidad de 600 a 1000 md

Figura 1.3 Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca Oriente Ecuatoriana

W E

EDAD LITOLOGIA BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA

AMBIENTE

PRODUC...

COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE

FASE OROGENICA TARDIO ANDINAFASE OROGENICA TEMPRANA ANDINA

PLIOCENO

MIOCENO NEOGENOPALEOGENO

C E N O Z O IC O C Z

OLIGOCENO

EOCENO

PALEOCENO

MAESTRICHTIANO CAMPANIANO SANTONIANO CONIACIANO TURONIANO CENOMANIANO

FM. MESA

ARCILLAS ROJAS

CONTINENTAL

ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS

F M ARAJUNO

FM ORTEGUAZA HIATO

HIATO

HIATO

FM TIYUYACU

FLUVIALCONT

CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS

ALBIANO

APTIANO NEOCOMIANO

CRETACICOJURASICO

M E S O Z O IC O M Z

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

PALEOZOICO PZ ^PERMICO CARBONIFERO (PENSILVIANO)

DEVONICO SILURICO ORDOVICICO/CAMBRICO

PRECAMBRICO PE

FM TENA

ARN BT

CONTINE

HIATO

ARCILLAS ROJAS ARENISCAS CONCLOMERADOS M1 / VIVIAN

CLZ M-1 CLZ M-2 CLZ A

Napo Sup.Napo Med.Napo Inf.

ARENISCAS "U"

CLZ B

ARENISCAS " T "

LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS

ARENISCAS CUARZOSAS

ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS

ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS CON ANHIDRITA.

CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS FM CURARAY

CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS

ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS

BASAMENTO CRISTALINO CONTINENT A MARINO

Napo Basal.

HIATO

HIATO

HIATO

MARINO DE AGUA SOMEROMARINO CONTINMARINOMARINO

FM SANTIAGO MACUMAFM

METAMORFICOS

LUTITAS GRIS VERDOSAS

FORMACION NAPO

CLZ C ZONA

HOLLÍN SUPERIOR

FM CHAPIZA MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI

FM PUMBUIZA ARN M-2 FM CHAMBIRA

Realizado por:

Juan Chiriboga / Omar Corozo FM HOLLIN

1 2 3 4 5

Tapi Vista Auca JIVINO/LAGUNA Armadillo/Auca

Puma Yuralpa/Dayuno

Colaboracion: Pierre Kummert MODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS

11

Mapa 1.2 .- Mapa Estructural Campo Libertador Tope “U Inferior”

12

Mapa 1.3.- Mapa Estructural Campo Libertador Tope “T Inferior”

13

1.6 PARAMETROS PETROFISICOS DEL CAMPO LIBERTADOR

Los diferentes campos pertenecientes al “Campo Libertador”, han sido caracterizados, mediante la obtención de sus parámetros petrofísicos, como se indica a continuación:

Tabla 1.4 Propiedades Petrofísicas

CAMPO LIBERTADOR

YACIMIENTO BASAL TENA U SUPERIOR U INFERIOR T ho, pies 10 - 26 8 - 20 15 - 50 20 – 60

Porosidad, % 15.7 14.5 16.8 14.0

Sw, % 21.5 33.2 17.0 15.0

Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas Fuente: Petroproducción

Tabla 1.5 Datos PVT

CAMPO LIBERTADOR

YACIMIENTO BASAL

TENA U

SUPERIOR U

INFERIOR T

Presión inicial, Psi 3100 3800 3800 3900

Presión saturación, Psi 360 926 1240 1475

Presión actual, Psi 2130 2495 2700 3080

Gravedad, API 20 30.2 27.8 29.9I

RGP, pcn/bn 70 270 270 460

Boi, by/bn 1.1700 1.263 1.224 1.266

Factor de recobro, % 15 25 41 31

Permeabilidad, md 200-400 150 - 200 50 -1500 100 – 2500

Viscosidad petróleo, cp 15 1.396 1.402 2.218

Temperatura formación, °F 218 225 229 236

Rw @ temperatura de

formación 0.08 0.03 0.04 0.16

Salinidad cloruro de sodio 25000 60000 45000 16000

Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas

Fuente: Petroproducción

14

1.7 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LIBERTADOR

El mecanismo de producción del Campo Libertador es el empuje lateral hidráulico; En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua- petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando intrusión o influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La intrusión ocurre debido a:

a. Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.

b. El agua que rodea al reservorio de petróleo está en contacto con agua proveniente de la superficie. Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:

Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema.

Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.

Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:

a. El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua.

b. Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo

menos 50 md.)

15

c. A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.

En los estudios y análisis PVT del Campo Libertador se ha determinado que este Campo corresponde a un yacimiento subsaturado como se señala en el estudio de Simulación de Yacimientos, Campo Libertador, Volumen I (Febrero 2004).

1.8 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCION

En las siguientes tablas se indican la disponibilidad de equipos y facilidades de producción que poseen las estaciones del Campo Libertador.

Tabla 1.6 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Secoya

ESTACIÓN SECOYA

UBICACIÓN

ELEMENTO EQUIPO O COMPONENTE

DESCRIPCION GENERAL

ESTADO ACTUAL

TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO

MANIFOLDS Y SEPARADORES

05 BATERIAS DE 5 POZOS MANIFOLDS REGULAR NINGUNO

SEPARADORES DE

PRODUCC.01 30000 BLS OK NINGUNO

SEPARADORES DE

PRODUCC.02 30000 BLS EN REPARACION ENVIADO A

LAGO AGRIO PARA REPAR.

SEPARADORES DE

PRODUCC Free W..03 60000 BLS REGULAR NINGUNO

SEPARADORES DE

PRODUCC.04 30000 BLS OK REALIZANDO

MONTAJE 90%

01 SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS. REGULAR NINGUNO

TANQUES

1 TANQUE DE LAVADO CAPACIDAD

24,600 BLS. OPERANDO NINGUNO

1 TANQUE DE SURGENCIA CUBETOS CON

CEMENTO OPERANDO NINGUNO

2 TANQUES DE OLEODUCTO DE 80,000 BLS.

CUBETOS DE

CEMENTO OPERANDO 02 03

TK 01 OLEOD. DE 85.000 BLS. CUBETOS DE

CEMENTO REPARADO ISTALAR TAPA

FLOTANTE Y MAN-HOL

BOMBAS

02 BOMBAS DE TRANSFER.

ELECTRICAS DE 60 HP Y 50 HP TRANFERENCIA SECOYA OPERANDO NORMAL NINGUNO

02 BOMBAS ELECTRICAS DE

125 HP- LACT OLEODUCTO OPERANDO NORMAL NINGUNO

01 BOMBAS QUINTUPLEX

DE OLEODUCTO DE 290 HP BOMBEO A OLEODUCTO OPERANDO NORMAL NINGUNO OPERANDO NORMAL NINGUNO

16

01 BOMBAS QUINTUPLEX BOMBEO A OLEODUCTO OPERANDO NORMAL NINGUNO 03 BOMBAS TRIPLEX DE

250 HP BOMBEO A OLEODUCTO NORMAL

NINGUNO OPERANDO NORMAL

VALVULAS

15 VALVULAS DE 8" EN

SISTEMA OLEODUCTO SISTEMA DE BOMBEO A

OLEODCUTO NORMAL NINGUNO

06 VALVULAS CHECK DE 8" SISTEMA DE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO

02 VALVULAS CHECK DE 10" X 150 PSI

SISTEMA DE SUCCION

DE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO

04 VALVULAS CHECK DE

DE 4" Y 5" SUCCION DE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO

02 VALVULAS FISHER DE

ALIVIO SUCCION DE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO

02 VALVULAS DE COMPUERTA

DE 10" X 600 PSI. SUCCION DE OLEODUCTO

01 VALVULA NO CIERRA NORMAL REGULAR

02 VALVULAS DE VOLANTE DE 8"

SUCCION DE OLEOD.

01 VALVULA DE 8"

NORMAL REGULAR

NORMAL 1 VALVULA NO GIRA

07 VALVULAS EN TANQUES

OLEODUCTO DE 12" TANQUE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO

02 VALVULAS DE BOLA EN

BOMBAS LACT DE 6" TANQUE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO

06 VALVULAS DE 6" EN

SISTEMA OLEODUCTO TANQUES DE OLEODUCTO NORMAL NINGUNO

SISTEMA DE GAS - LIFT

05 COMPRESORES WHITE SUPERIOR DE 4 ETAPAS

COMPRESOR DE GAS NINGUNO

COMPRESOR DE GAS 01 F/S

FUGA DE GAS POR LINEA PRINCIPAL COMPRESOR DE GAS 02 OPERANDO NINGUNO COMPRESOR DE GAS 03 OPERANDO NINGUNO COMPRESOR DE GAS 04 FUERA DE SERVICIO Esp. Cambio de

niples y codos de alta COMPRESOR DE GAS 05 OPERANDO NINGUNO

SISTEMA DE REINYECION DE AGUA

SCY-25

- TK EMPERNADO DE

1500 BLS. TK. DE AGUA FORMACION OPERANDO NINGUNO

01 BOMBA HORIZONTAL WOOD GROUP

ESPERA MOTOR DE ARRANQUE

01 BOMBA BOOSTER TRANSFERENCIA DE AGUA

DE FORMACION A SEC-25 OPERANDO NINGUNO

SISTEMA DE - TK EMPERNADO DE 1500 BLS. TK. DE AGUA FORMACION OPERANDO NINGUNO

17

Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas Fuente: Petroproducción

Tabla 1.7 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Shushuqui

ESTACIÓN SHUSHUQUI

UBICACIÓN

ELEMENTO EQUIPO O COMPONENTE

DESCRIPCION GENERAL

ESTADO ACTUAL

TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO

SISTEMA DE MANIFOLDS SEPARADORES

4 BATERIAS DE MANIFOLDS DE 5 POZOS REGULAR

SEPARADORES DE PRODUCC. 20000 BLS OK

SEPARADORES DE PRODUCC.-2 20000 BLS REGULAR 1 SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS REGULAR

TANQUES

TANQUE DE LAVADO 24.680 BARRILES CON

CUBETOS DE CEMENTO REPARADO

MAL ESTADO OPERANDO

REPARAR MUROS

TANQUE DE SURGENCIA CAPACIDAD 32230

CAPACIDAD 32.230 CUBETOS CON CEMENTO

OK FALTA

VALVULA DRENAJE DE 8"

BOMBAS DE TRANSFERENC.

02 BOMBAS TRANSFERENCIA SUCCION PARA ELECTRICO OPERANDO MECANICA Y ELECTRICA TRANSFERENCIA

3 BOMBAS DE SUMIDERO SUMIDEROS NORMAL NINGUNO

02 BOOSTER P. OIL SUCCION DE UNIDADES OPERANDO 01 MECANICA GARDER DENVER

01 ELECTRICA POWER OIL

01 BOOSTER ESTACION REINYECCION DE AGUA OPERANDO NINGUNO SENSOR DE BAJO NIVEL TRANSF. A LAGO AGRIO OPERANDO

BOMBAS POWER OIL

04 .BOMBAS POWER OIL SISTEMA POWER OIL 01-02-03

OPERANDO NINGUNO

3800 PSI 04 MONTANDO REALIZANDO MONTAJE PLC PARA CONTROL

UNIDADES P.OIL SIST. AUTOMATIZADO NUEVO

SCI

02 MOTORES DETROIT-01 NORMAL 1 TRASLADADO L. A. PARA

REPARACIÓN

TK DE ESPUMA SCI 100 GLS. NORMAL NINGUNO

1 BOTELLA DE NITROGENO SCI NO HAY NINGUNO

SISTEMA DE - TK EMPERNADO DE 1000 BLS. TK. DE AGUA F/S NO OPERA REINYECION

DE AGUA SHU-18

02 BOMBA HORIZONTAL BOMBAS DE REINYECCION OPERANDO NINGUNO CENTRILIFT 55J200N REINYECCION AGUA OPERANDO NINGUNO 02 BOMBA BOOSTER BALDOR TRASNFER. A PULMON SUC. OPERANDO NINGUNO 02 BOMBAS DE QUIMICO INYECCIO QUIMICOS OPERANDO NINGUNO

18

REINYECION DE AGUA

SSQ-03

FORMACION - 02 BOMBAS

CENTRILIFT 250 HP BOMBA REINYECCION O. K. NINGUNO

- 1 BOOSTER 60 HP O .K NINGUNO

- 4 BOMBAS ELECTRICAS BOMBAS DE QUIMICO O. K. NINGUNO

Elaborado por: Santiago Cáceres y Oswaldo Puruncajas Fuente: Petroproducción

Tabla 1.8 Equipos y Facilidades de Producción de la Estación Pichincha

ESTACIÓN PICHINCHA

UBICACIÓN

ELEMENTO EQUIPO O COMPONENTE

DESCRIPCION GENERAL

ESTADO ACTUAL

TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO

MANIFOLDS Y SEPARADS.

4 BATERIAS DE 5 POZOS MANIFOLDS REGULAR NINGUNO

SEPARADORES PRODUCCION 01 20000 BLS REGULAR REPARADO

SEPARADORES PRODUCCION 02 20000 BLS REGULAR REPARADO

SEPARADORES PRODUCCION 03 20000 BLS REGULAR NINGUNO

SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS REGULAR NINGUNO

TANQUES

TANQUE LAVADO CAPACIDAD 32260 BLS. OPERANDO OPERANDO TANQUE DE SURGENCIA CAPACIDAD 40820 BLS. OPERANDO OPERANDO

BOMBAS

03 BOMBAS TRANSFERENCIA

ELECTRICAS HP 150 HP-200 TRANSFERENCIA. OPERANDO NINGUNO

BOMBAS TRANSFERENCIA DIESEL CATERPILLAR GASO

5200

RESERVA EN BUEN

ESTADO NINGUNO

BOMBA ELECTRICA DE RECIRCULACION DE TANQUES

HP-5 Y SUMIDEROS 01 Y 02 DE TANQUE A TANQUE NORMAL NINGUNO

GENERADOR CATERPILLAR

SERRIES 8121656 ELECTRICO EN RESERVA NINGUNO

S.C.I.

2 MOTORES DETROIT NORMAL

TK DE ESPUMA SCI 100 GLS.

1 BOTELLA DE NITROGENO

TANQUES DEL S.C.I. LLENO 100 % NORMAL NINGUNO

COMPRESOR AIRE ELECTRICO EN AUTOMATICO Y

HP- 7 1/2 MECANICO FUNCIONA NORMAL MANUAL

19

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